М. А. ШАБАД
ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

М. А. ШАБАД
ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
U
ЛЕНИНГРАД
ЭНЕРГОИЗДАТ
ЛЕНИНГРАДСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ
1981

ББК 31.27-05
Ш 12
УДК 621.314.222:621.316.92
Рецензент В. А. Семенов
Михаил Абрамович Шабад
ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
Редактор В. Я. Миханкова
Художественный редактор Д. Р. Стеванович
Технический редактор Р. К. Чистякова
Корректор С. Ф. Здобнова
Обложка художника Ю. Я. Прошлецова
ИБ № 1887
Сдано в набор 25.09.80. Подписано в печать 12.01.81. М-16411. Формат 60X907ie. Бумага
типографская № 1. Гарнитура литературная. Высокая печать. Усл. печ. л. 8,5. Уч.-изд. л. 9,6.
Тираж 25 000 экз. Заказ 849. Цена 50 к.
Ленинградское отделение Энергоиздата. 191041. Ленинград, Марсово поле, 1.
Ленинградская типография № 2 головное предприятие ордена Трудового Красного Знамени
Ленинградского объединения «Техническая книга» им. Евгении Соколовой Союзполиграф-
прома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной
торговли. 19^0:2, Ленинград, Измайловский пр., 29.
Шабад М. А.
Ш12 Защита трансформаторов распределительных сетей.
— Л.: Энергоиздат. Ленингр. отд-ние, 1981.— 136 с, ил.
50 к.
В книге изложены вопросы защиты понижающих трансформаторов
распределительных сетей с высшим напряжением от 6 до 110 кВ, выполняемой
с помощью плавких предохранителей и современных устройств релейной
защиты.
Рассмотрены принципы действия, типовые схемы и условия расчета
основных типов релейной защиты, а также устройство и выбор плавких
предохранителей для защиты трансформаторов.
Книга предназначена для инженеров, техников и мастеров,
занимающихся эксплуатацией распределительных электрических сетей энергосистем,
промышленных предприятий и сельскохозяйственных комплексов, а также
может быть полезна работникам проектных и наладочных организаций и
студентам электроэнергетических специальностей.
_ 30307-098 2Ч02М00М ББК 31.27-05
Ш 051(01)—81 63-81<Э>- 230203°°00 6П213
© Энергоиздат, 1981

ПРЕДИСЛОВИЕ
В нашей стране ведется грандиозное энергетическое
строительство. Подавляющее большинство потребителей уже сейчас
получает электрическую энергию от Единой энергетической
системы СССР.
В едином взаимосвязанном комплексе производства,
передачи и распределения электрической энергии одним из
важнейших элементов является электрический трансформатор —
электромагнитное устройство, преобразующее переменный ток
одного напряжения в переменный ток другого напряжения.
Как известно, на пути от электрического генератора до
электроприемника напряжение электрического тока изменяется
несколько раз. Сначала первичное генераторное напряжение
6—24 кВ преобразуется повышающими трансформаторами
в одно или несколько более высоких напряжений для передачи
электрической энергии с наименьшими потерями по линиям
ПО—750 кВ. Затем с помощью понижающих трансформаторов
это напряжение преобразуется в более низкое напряжение
распределительных высоковольтных сетей 6—110 кВ, а затем
с помощью других понижающих трансформаторов — в еще
более низкое напряжение, как правило, 380 и 220 В, на котором
работает большинство электроприемников. Не случайно
поэтому суммарная установленная мощность электрических
трансформаторов примерно в 10 раз превышает суммарную мощность
генераторов переменного тока.
Единичная мощность трехфазных трансформаторов общего
назначения, применяемых в энергетике, находится в очень
широких пределах —от 10 до 1000 тыс. кВ-А, а общее число
трансформаторов измеряется сотнями тысяч. При этом подавляющее
большинство составляют понижающие трансформаторы малой
и средней мощности, условно до 25 MB-А, установленные в
распределительных сетях 6—ПО кВ. Защита таких
трансформаторов от коротких замыканий, опасных перегрузок и других
ненормальных режимов рассматривается в этой книге.
3

Читатель найдет здесь сведения о плавких предохранителях,
которые стали первыми устройствами защиты трансформаторов
от коротких замыканий на заре возникновения
электроэнергетики почти 100 лет назад и не утратили своего значения в наши
дни. Детально рассмотрены основные типы релейной защиты —
максимальная токовая, продольная дифференциальная и
газовая с учетом преимущественного выполнения их схем на
переменном и выпрямленном оперативном токе. При этом основное
внимание уделено принципам действия и практическому
выполнению схем релейной защиты трансформаторов и в меньшей
степени — расчетам (выбору уставок) защит, учитывая, что
ранее автором написана книга «Расчеты релейной защиты и
автоматики распределительных сетей», в одной из глав которой
подробно, с примерами, рассматриваются расчеты защит
понижающих трансформаторов [5].
Книга написана в полном соответствии с Правилами
устройства электроустановок (ПУЭ-76), современными типовыми
работами ведущих проектных институтов и директивными
материалами Минэнерго СССР, а также с учетом многолетнего опыта
эксплуатации трансформаторов.
Автор надеется, что книга окажется полезной не только
работникам служб релейной защиты, но и всем инженерам,
техникам и мастерам, занимающимся эксплуатацией и
проектированием электрических сетей и подстанций, и окажет
положительное влияние в деле повышения надежности
электроснабжения народного хозяйства.
Автор считает своим приятным долгом выразить
благодарность профессору А. М. Федосееву, В. С. Гусеву, В. А. Рубин-
чику и, в особенности, рецензенту В. А. Семенову.
Все отзывы и предложения по книге просьба направлять по
адресу: 191041, Ленинград, Марсово поле, д. 1, Ленинградское
отделение Энергоиздата.
Автор

Глава первая
ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ И НЕНОРМАЛЬНЫХ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1-1. Виды повреждений трансформаторов
Электротехническая промышленность постоянно проводит
большую работу по улучшению конструкций и повышению
качества изготовления трансформаторов. Тем не менее
многолетний опыт эксплуатации силовых трансформаторов в
распределительных сетях 6—ПО кВ указывает на относительно большую
вероятность отказа (повреждения) трансформаторов по
сравнению с другими элементами сети (шинами, ячейками
распределительных устройств). Например, параметр потока отказов
(прежний термин — удельная повреждаемость) для
трансформаторов воздушных сетей 6 и 10 кВ выше, чем для ячеек КРУ
и КРУН этого же напряжения.
К основным видам повреждения трансформаторов относятся
[1-3]:
трехфазные и двухфазные к. з. между обмотками внутри бака
(корпуса) трансформатора или между наружными выводами
обмоток, расположенными на крышке бака;
однофазные замыкания обмотки или ее наружного вывода
на корпус трансформатора, т. е. на землю; возможны также
двухфазные к. з. на землю (для трансформаторов, работающих
в сети с глухозаземленной нейтралью) и двойные замыкания на
землю в двух разных точках, из которых одна — в
трансформаторе или на его наружном выводе (для сетей с изолированной
или компенсированной нейтралью);
замыкания между витками одной фазы обмотки, называемые
витковыми замыканиями.
Анализ повреждений трансформаторов говорит о том, что
наибольшее число отказов происходит из-за повреждений на
наружных выводах, из-за нарушений витковой изоляции
обмоток и из-за ненадежной работы переключателей ответвлений
обмоток. Причинами к. з. на наружных выводах обмоток,
называемых высоковольтными вводами, могут быть перекрытия
внутренней изоляции из-за увлажнения трансформаторного
масла, которым заполнен ввод, а также перекрытия по внешней
стороне высоковольтного ввода из-за загрязнения фарфора,
з

случайного попадания посторонних предметов или животных,
атмосферных перенапряжений.
Наиболее опасными для самого трансформатора и для
элементов прилегающей электрической сети являются
междуфазные к.з. — трехфазные и двухфазные. Они сопровождаются
большими токами, как правило, во много раз превосходящими
номинальный ток трансформатора, и могут вызывать глубокие
понижения напряжения в сети. При возникновении таких
повреждений трансформатор должен быть немедленно отключен
от всех источников питания, чтобы предотвратить дальнейшее
развитие повреждения и, в особенности, возникновение пожара
трансформатора. Наряду с этим быстрое отключение
поврежденного трансформатора предотвращает распространение
аварии на другие участки сети, обеспечивает нормальное
электроснабжение потребителей. Для этих целей все трансформаторы
оборудуются устройствами защиты либо в виде плавких
предохранителей, либо в виде релейной защиты [1].
Междуфазные к.з. наиболее вероятны на наружных выводах
обмоток трансформатора. Двухфазное, а в особенности
трехфазное к. з. внутри бака трансформатора считается весьма
маловероятным из-за большой прочности междуфазной
изоляции.
Однофазные к.з. в сетях с глухозаземленными нейтралями
(ПО кВ и выше) также сопровождаются большими токами,
соизмеримыми с токами трехфазных к. з. В сетях с изолированной
или компенсированной нейтралью (6—35 кВ) замыкания на
землю сопровождаются малыми токами (как правило, не более
30 А).
Значения токов при витковых замыканиях зависят от числа
замкнувшихся витков. Чем меньше число замкнувшихся витков,
тем меньше ток повреждения, приходящий со стороны источника
питания. При малой доле замкнувшихся витков по отношению
к общему числу витков обмотки ток повреждения может быть
меньше номинального тока трансформатора. Например, при
замыкании одного витка ток к.з. со стороны источника питания
может находиться по современным данным в пределах 0,4—0,7
от номинального тока трансформатора. Поэтому витковые
замыкания трудно обнаружить. В настоящее время из всех
применяемых стандартных защит трансформаторов только газовая
защита реагирует на витковые замыкания, поскольку они
сопровождаются, как правило, горением электрической дуги или
местным нагревом, а это приводит к разложению
трансформаторного масла и изоляционных материалов и образованию летучих
газов. Эти газы вытесняют масло из бака трансформатора в
расширитель и вызывают действие газовой защиты (§ 7-1). Ведутся
разработки новых защит повышенной чувствительности,
способных реагировать на витковые замыкания в обмотках
трансформаторов.
6

Причинами возникновения витковых замыканий могут быть
частые междуфазные к. з. в питаемой сети (внешние к. з. или
сквозные, как их называют), во время которых динамическое
действие больших токов вызывает деформацию обмоток
трансформатора и механическое разрушение витковой изоляции.
Причиной повреждения витковой изоляции также может быть
длительная перегрузка трансформатора током выше номинального.
Перегрузки и внешние к. з. относятся к ненормальным режимам,
которые рассматриваются ниже.
1-2. Виды ненормальных режимов
работы трансформаторов
Ненормальными режимами работы трансформаторов
являются:
сверхтоки при перегрузках;
сверхтоки, вызванные внешними к. з.;
понижение уровня масла (для масляных трансформаторов);
повышение напряжения (для сетей 110 кВ и выше).
Сверхтоки при перегрузках. В соответствии с Инструкцией
по эксплуатации трансформаторов [4] допустимые значения тока
перегрузки и длительность его прохождения через
трансформатор определяются
по-разному для перегрузок,
вызванных неравномерностью
графика нагрузки и аварийными
ситуациями. Аварийные
перегрузки допускаются в
исключительных случаях, например
при выходе из строя одного
из параллельно работающих
трансформаторов подстанции
или при срабатывании
устройств АВР на подстанции или
в сети, в результате чего к
работающему трансформатору
подключается дополнительная
нагрузка. Допустимые
аварийные перегрузки, в отличие от
режимных, указываются вне
зависимости от
предшествующей нагрузки, температуры
охлаждающей среды, места установки и системы охлаждения
трансформатора (табл. 1-1).
Для выявления и предотвращения недопустимых перегрузок
выполняется максимальная токовая защита, действующая при
увеличении тока через трансформатор сверх заданного значения
тока срабатывания защиты. Учитывая, что перегрузка является,
Таблица 1-1
Допустимые аварийные перегрузки
трансформаторов [4]

Трансформаторы
Масляные
Сухие
Перегрузка
по току, %
30
45
60
75
100
20
30
40
50
60
Допустимая
длительность
перегрузки,
мин
120
80
45
20
10
60
45
32
18
5
7

как правило, симметричным режимом, т.е. во всех трех фазах
трансформатора проходят одинаковые токи перегрузки, эта
защита выполняется с помощью одного максимального реле тока,
включенного на ток одной из фаз трансформатора.
На подстанциях с дежурным персоналом защита от
перегрузки действует на сигнал, а на подстанциях без постоянного
дежурства — должна действовать на разгрузку трансформатора
путем автоматического отключения части менее ответственных
потребителей.
Сверхтоки, вызванные внешними к.з. При близких к. з. на
элементах питаемой сети низшего или среднего напряжения
через понижающий трансформатор проходят токи, намного
превышающие его номинальный ток. Эти токи, называемые сверх-
токами к. з., оказывают вредное термическое и динамическое
воздействие на обмотки трансформатора. Для ограничения
длительности термического воздействия тока к. з. необходимо
отключать трансформатор, причем тем быстрее, чем больше значение
сверхтока внешнего к.з. Эту задачу выполняет максимальная
токовая защита или плавкие предохранители.
В соответствии с новым ГОСТ 11677—75 (переиздание
1978 г.) продолжительность к.з. на зажимах (выводах)
трансформатора не должна превышать значения tKf определяемого
для масляных и заполненных диэлектриком трансформаторов
по формуле:
/к= 1500/62, (1-1)
где kp — кратность максимального расчетного тока к.з. по
отношению к номинальному току трансформатора.
Для трансформаторов мощностью менее 1 MB-А
максимальное расчетное значение тока трехфазного к.з. за
трансформатором (/к3)макс) определяется по значению напряжения к.з. (ик),
которое всегда указывается на паспортном щитке
трансформатора, а также в соответствующих ГОСТ и справочниках. При
этом предполагается, что трансформатор подключен к шинам
энергосистемы бесконечной мощности, или, иначе говоря, к
шинам неизменного напряжения. Расчет производится по
выражению
/О) _ ЮО j
* к. макс — "7. * ном Тр • \ I "Z)
Напомним, что напряжение к.з. ик определяется при опытах
к. з., когда на вторичной стороне трансформатора
устанавливается трехфазная закоротка, а на первичную сторону подается
напряжение. Значение первичного напряжения, при котором ток
к.з. через трансформатор равен номинальному току
трансформатора, называется напряжением к.з. Оно выражается в отно«
сительных единицах или чаще всего в процентах к
номинальному первичному напряжению трансформатора.
8

Для трансформаторов мощностью 1 MB-А и более значение
1к]макс определяется с учетом влияния питающей системы в
сторону уменьшения тока к. з. (§ 2-2).
Однако указанный новый ГОСТ ограничивает наибольшую
продолжительность к. з. на выводах трансформатора
следующими значениями:
при к. з. на сторонах трансформатора с номинальным
напряжением 35 кВ и ниже —U ^4с;
при к. з. на сторонах с номинальным напряжением ПО кВ и
выше — tK ^ 3 с.
Указания этого ГОСТ распространяются на трансформаторы,
выпускаемые с 1 июля 1976 г. Для трансформаторов,
выпущенных ранее, следует руководствоваться указаниями предыдущего
ГОСТ 11677—65 [5]. Значения U для сухих трансформаторов
устанавливаются техническими условиями на конкретные типы
и группы этих трансформаторов.
Уставки по времени максимальных токовых защит
трансформаторов (tc. з) и время срабатывания плавких предохранителей,
защищающих трансформатор, не должны превышать
приведенных выше значений /к. Как правило, значения /с. з = 4 с
достаточны для обеспечения селективности действия максимальных
токовых защит трансформаторов 110/35/6 кВ, 35/10 кВ и т. п.
Частые внешние к. з. представляют большую опасность для
трансформаторов. Поэтому Инструкция [4] требует, чтобы при
возникновении частых к. з. на отходящих линиях или на шинах
были выяснены и устранены причины, вызывающие к. з., с целью
предотвращения повреждений трансформаторов.
Понижение уровня масла. Трансформаторное масло
обеспечивает не только электрическую изоляцию обмоток, но и их
охлаждение. Поэтому понижение уровня масла в
трансформаторе ниже допустимого представляет большую опасность.
Причинами понижения уровня масла могут быть резкое снижение
температуры окружающего воздуха или течь в баке
трансформатора. О понижении уровня масла сигнализирует газовая
защита, которой оборудуются трансформаторы мощностью
630 кВ-А и выше [1]. Если уровень масла быстро снижается
из-за сильной течи в баке трансформатора, газовая защита
действует на отключение. В дополнение к газовой защите на
трансформаторах могут устанавливаться датчики низкого уровня
масла, действующие на сигнал.
Повышение напряжения. Современные понижающие
трансформаторы 110 (220) кВ могут иметь неполную изоляцию
обмотки со стороны нулевого вывода (нейтрали) высшего напряжения.
Для таких трансформаторов весьма опасно повышение
напряжения выше номинального. Повышение напряжения происходит
в том случае, если понижающий трансформатор с изолированной
нейтралью НО (220) кВ и с источником питания на стороне
низшего (среднего) напряжения 6—35 кВ остается подключенным
9

к участку сети 110 (220) кВ, где имеется однофазное
замыкание на землю, а трансформаторы с глухозаземленной
нейтралью отсутствуют. Правила [1] требуют, чтобы возникновение
таких недопустимых режимов было исключено. Для этого,
например, в комплекс сетевых АВР должны входить устройства
делительной автоматики, действующей перед срабатыванием
АВР и предотвращающей подачу напряжения со стороны сетей
6—35 кВ на понижающий трансформатор с высшим
напряжением ПО или 220 кВ [5]. Для повышающих трансформаторов
и трансформаторов с двух- и трехсторонним питанием (или
существенной подпиткой от синхронных двигателей и
синхронных компенсаторов) должна быть предусмотрена защита,
обеспечивающая отключение трансформатора ПО (220) кВ с
изолированной нейтралью или автоматическое заземление его
нейтрали прежде, чем отключатся трансформаторы с глухозаземлен-
ными нейтралями, работающие на тот же участок сети с
однофазным к. з. на землю [1,2].
1-3. Короткие замыкания на выводах
понижающего трансформатора
со стороны питания
На понижающих трансформаторах к. з. может произойти
как на выводах высшего напряжения, т. е. со стороны питания,
так и на выводах низшего (среднего) напряжения, или, как
говорят, за трансформатором. Численные значения и фазные
соотношения токов к. з., проходящих через защиту при этих
повреждениях, могут существенно отличаться друг от друга. И это
очень важно знать для выполнения защиты трансформаторов.
При повреждении на выводах трансформатора со стороны
питания (рис. 1-1) токи к. з. не проходят через трансформатор,
но проходят через защиту или плавкие предохранители,
установленные перед трансформатором со стороны питания.
Векторные диаграммы токов и напряжений при к. з. на выводах
трансформатора имеют такой же вид, как при соответствующем
виде к. з. на питающей линии или на шинах подстанции [2,6].
При трехфазном к. з. токи в месте к. з. одинаковы по
значению во всех трех фазах, а их векторы сдвинуты относительно
друг друга на 120° (рис. 1-1, а). Напряжения всех трех фаз
в месте трехфазного к. з. равны нулю.
При двухфазном к. з. токи повреждения проходят только
в двух замкнувшихся фазах. Их значения равны между собой,
а векторы сдвинуты на 180° (рис. 1-1,6). Значения токов в
месте двухфазного к. з. для распределительных сетей можно
считать Л)==-Tj-/!?. Ток в неповрежденной фазе (А на рис. 1-1,6)
при отсутствии тока нагрузки трансформатора равен нулю.
Напряжение неповрежденной фазы сохраняется равным номи-
10

нальному f/ф, а фазные напряжения замкнувшихся фаз
уменьшаются в 2 раза по сравнению с номинальным. Междуфазное
напряжение (Умф поврежденных фаз в месте к. з. равно нулю
(^к.в-с на рис. 1-1,6), а два других междуфазных напряжения
с)
(3)
в с
из)
Рис. 1-1. Распределение токов и векторные
диаграммы токов и напряжений при металлическом
трехфазном (а) и двухфазном (б) к. з. на
выводах понижающего трансформатора со стороны
питания
становятся равными 1,5 £/ф или 0,865 £УМф, т.е. несколько
понижаются по сравнению с нормальным режимом.
Однофазное к. з. на землю на выводе обмотки
трансформатора со стороны питающей сети с глухозаземленнои нейтралью
О сеть / t^ P
е) л _—
- )евнэ
/7„M-J/i*
Рис. 1-2. Распределение токов при металлическом
однофазном к. з. на землю на выводе понижающего
трансформатора со стороны питания (110 кВ и выше) при
изолированной (а) и глухозаземленнои (б) нейтрали
трансформатора
(в СССР это сети напряжением ПО кВ и выше) по-разному
рассматривается для двух характерных случаев: для
трансформатора с изолированной нейтралью обмотки со стороны
питания и с глухозаземленнои нейтралью на этой же стороне
(рис. 1-2, а и б). Если трансформатор работает с изолированной
U

нейтралью, то при отсутствии нагрузки ток проходит только по
одной, поврежденной фазе, затем по «земле» возвращается в
питающую сеть, где есть трансформаторы с глухозаземленными
нейтралями. Значение тока IV определяется сопротивлениями
прямой, обратной и нулевой последовательностей питающей
системы до места к. з.
При работе трансформатора с глухозаземленной нейтралью
и однофазном к. з. на землю (рис. 1-2,6) по всем трем фазам
трансформатора проходят равные токи к. з. Объясняется такое
токораспределение тем, что ток /к , выходящий из
глухозаземленной нейтрали трансформатора, должен распределиться между
тремя фазами звезды обязательно поровну, поскольку в
соответствующих фазах обмотки низшего напряжения, соединенной
в треугольник, проходят также обязательно равные между
собой токи к. з.
Таким же образом через понижающий трансформатор с
глухозаземленной нейтралью проходят токи и при однофазном к. з.
в питающей сети, т. е. при внешнем к. з. Эти токи обычно
намного превышают номинальный ток трансформатора, и
приходится принимать специальные меры, чтобы защита
понижающего трансформатора не реагировала на такие внешние
повреждения. Чаще всего этой цели служит соединение
трансформаторов тока релейной защиты в треугольник (§ 8-2).
1-4. Короткие замыкания на выводах
низшего (среднего) напряжения
понижающего трансформатора
В современных распределительных сетях к «низшим»
напряжениям условно относят напряжения 0,4, 0,66, 6 и 10 кВ,
к «средним» — 20 и 35 кВ, а к «высшим» 110 и 220 кВ. В
отношении двухобмоточных трансформаторов это деление тем более
условно, что, например, для трансформатора 10/0,4 кВ
напряжение 10 кВ оказывается «высшим». Однако у трехобмоточных
трансформаторов, например 110/35/10 кВ, действительно
имеется высшее, среднее и низшее напряжения. В обозначении
трансформатора обычно указывается только высшее напряжение.
Распределение токов в обмотках трансформатора при к. з.
на его выводах низшего (среднего) напряжения зависит от
схемы и группы соединения обмоток.
Понижающие силовые масляные трансформаторы общего
назначения класса напряжения ПО кВ (ГОСТ 12965—74) имеют
схемы и группы соединения обмоток У/У/А-0-11 и им
подобные: у/д/д-п-и, у/д-и, у/Д-Д-п.
Понижающие двухобмоточные трансформаторы 20 и 35 кВ
(ГОСТ 12022—76 для трансформаторов 25—630 кВ-А и
ГОСТ 11920—73 для трансформаторов от 1 до 80 МВ*А)
выпускаются со схемами соединения обмоток Y/Д'И при низшем
12

напряжении 6 или 10 кВ, и со схемами Y/>^-0> A/Y-П и Y/У
(звезда — зигзаг) при низшем напряжении 0,4 кВ. Согласно
этим же ГОСТ трансформаторы 6 и 10 кВ могут иметь
схемы соединения Y/Y-0, Д/Y-ll (начиная с мощности 160 кВ-А)
и Y/У-
Наибольший интерес для выполнения защиты
трансформаторов представляют два вида несимметричных к. з. за
трансформаторами с этими схемами соединения обмоток — двухфазное
к. з. и однофазное к. з. (последнее только для трансформаторов
со схемой соединения обмотки низшего напряжения в звезду
с заземленной нейтралью Y). При этом для выполнения
защиты необходимо знать численные значения и фазные
соотношения токов со всех сторон защищаемого трансформатора,
поскольку место установки защиты и место к.з. не обязательно
совпадают. Более того, на трансформаторах небольшой
мощности защита может устанавливаться только на питающей стороне.
Для удобства и наглядности сравнения токов, проходящих на
разных сторонах трансформатора, условно считают, что
коэффициент трансформации трансформатора iV = l и токи нагрузки
отсутствуют.
Двухфазное к.з. за трансформатором со схемой соединения
обмоток Y/A"H- Как известно, 11-й или 11-часовой группой
соединения называется такое соединение обмоток высшего (ВН)
и низшего (НН) напряжений трансформатора соответственно
в звезду (Y) и в треугольник (Л), при которой векторы
линейных токов на стороне треугольника (Uhh, /в нн, /с нн)
опережают на 30° векторы токов соответствующих фаз на стороне
звезды (рис. 1-3), считая градусы по принятому
положительному направлению вращения векторов против часовой стрелки.
Если установить вектор тока на стороне звезды (например,
1а вн) совпадающим с минутной стрелкой обычных часов, а
вектор тока той же фазы на стороне треугольника (1анн) —с
часовой стрелкой, то часы покажут 11 ч.
На рис. 1-3 показаны векторные диаграммы токов в
обмотках высшего и низшего напряжения, из которых видно, как
образуется угловой сдвиг между векторами токов на сторонах
ВН и НН трансформатора Y/A"H- Например, в фазе Анн
проходит линейный ток, равный геометрической разности фазных
токов /а — /в> проходящих в обмотке НН, соединенной в
треугольник. Вектор линейного тока Iahh = /а — /в сдвинут на
30° относительно вектора фазного тока /а, совпадающего по
фазе с вектором /а вн. Поскольку число витков обмоток,
соединенных в треугольник, в л/Ъ раз больше числа витков обмоток,
соединенных в звезду (wHH/wBH = л/о), значения фазных
токов, проходящих в обмотке НН, в д/З раз меньше, чем то*
ков, проходящих в обмотке ВН (например, Iabh/Ia = V3)- Но
13

значения линейных токов на стороне НН в V3 раз больше
фазных (рис. 1-3, г), и, следовательно, значения токов на сторонах
ВН и НН трансформатора \1&А\ оказываются равными (при
принятом выше условном коэффициенте трансформации Л^ = 1).
При двухфазном к.з. на стороне НН векторная диаграмма
токов в месте к.з. аналогична показанной на рис. 1-1,6. Для
того чтобы построить векторную диаграмму токов на стороне
а)
^«1 1ойНЛ IcDH
Y/А-11
Н *)
Рис. 1-3. Распределение раоочих токов в трансформаторе
со схемой соединения обмоток Y/A-11 (а), векторная
диаграмма токов на стороне ВН (б), векторные диаграммы
фазных (в) и линейных (г) токов на стороне НН, векторная
диаграмма токов фазы А на сторонах ВН и НН (д)
ВН, воспользуемся методом симметричных составляющих,
который очень широко применяется в релейной защите [2,6]. В
соответствии с этим методом несимметричная векторная
диаграмма токов в месте двухфазного к.з., состоящая только из двух
векторов, может быть представлена двумя симметричными
векторными диаграммами токов прямой и обратной
последовательностей (рис. 1-4, в).
Для проверки правильности этих диаграмм произведем
геометрическое сложение векторов токов прямой и обратной
последовательностей каждой фазы:
/а1 + /а2 = 0 (тока в фазе А нет);
14

В результате этого геометрического сложения получается
векторная диаграмма полных токов, соответствующая исходной
диаграмме полных токов при двухфазном к. з. фаз В и С.
Аналогичные диаграммы токов будут при двухфазных к. з.
между другими фазами: А и В (1с = 0), А и С (/в = 0). В рас-
а)
-&Y
Т аГ^' Т -Т - — Г*
и)
к
IaA
1В 9 1Н
Рис. 1-4. Распределение токов и векторные диаграммы токов
при двухфазном к. з. за трансформатором со схемой соединения
Y/Л-И: а — поясняющая схема и распределение токов на
сторонах ВН и НН; бив — векторные диаграммы токов прямой
и обратной последовательностей и полных токов на сторонах ВН
и НН соответственно
пределительных сетях значения векторов /i и h равны м:ж-
ду собой и составляют половину тока трехфазного к. з.
,<2) _ И2) _ 1 ИЗ)
Значения полных токов в поврежденных фазах (В и С на
рис. 1-4,0) в V3 раз больше:
/£-/£ = ^/? = 0,865 7®,
т.е. ток при двухфазном к.з. несколько меньше, чем при
трехфазном, о чем уже упоминалось в § 1-3.
Для построения векторной диаграммы полных токов на
стороне ВН трансформатора Y/Д-И необходимо:
векторную диаграмму токов прямой последовательности
стороны НН повернуть на —30° (по часовой стрелке) ;
векторную диаграмму токов обратной последовательности
стороны НН повернуть на +30° (против часовой стрелки).
Эти повороты вызваны наличием углового сдвига между то^
ками на сторонах ВН и НН (рис. 1-3). После построения
векторных диаграмм прямой и обратной последовательностей на
15

стороне ВН (рис; 1-4, б) производится геометрическое сложение
векторов f\) и /г2) каждой фазы. В результате получается
характерная векторная диаграмма токов, согласно которой водной
из фаз на стороне ВН (звезды) значение тока в 2 раза больше,
чем в других фазах, и равно току трехфазного к. з. за таким же
трансформатором (рис. 1-4,6). При этом векторы большего тока
и двух меньших направлены в противоположные стороны.
Двухфазное к. з. за трансформатором со схемой соединения
обмоток Л/У. Этот случай отличается от предыдущего лишь
тем, что при трансформации симметричных составляющих тока
к. з. со стороны НН (звезды) на сторону ВН (треугольника)
векторная диаграмма токов прямой последовательности
поворачивается на +30° (против часовой стрелки), а векторная
диаграмма токов обратной последовательности — на —30° (по
часовой стрелке). В результате получается такая же характерная
векторная диаграмма полных токов, согласно которой один из
линейных токов на стороне ВН (треугольника) в 2 раза больше
двух других и равен току трехфазного к. з. за таким же
трансформатором. По сравнению с предыдущим случаем эта
векторная диаграмма повернута на 180° и больший из токов
соответствует другой фазе (В), но для выполнения токовых защит,
которыми оборудуются подобные трансформаторы, это не имеет
значения. Важно лишь то, что при любом двухфазном к. з. за
трансформатором Y/A~H или A/Y'U ток в одном из
выводов со стороны ВН равен току /к3), в двух других — по 0,5/(к3),
а направления большего и двух меньших токов противоположны.
Это распределение токов учитывается при выполнении и анализе
защиты трансформаторов с таким соединением обмоток.
Двухфазное к. з. за трансформатором со схемой соединения
обмоток Y/Y"0* Такое соединение обмоток имеет место
у трансформаторов Y/^"0> a также у двух обмоток в трехсб-
моточных трансформаторах Y/Y/Д или Y/A/Y- Поскольку
при таком соединении обмоток отсутствует угловой сдвиг между
токами на сторонах ВН и НН (поэтому группа соединений и
называется 0-й или 12-й) векторная диаграмма токов на -стороне
ВН полностью соответствует векторной диаграмме токов на
стороне НН. Таким образом на стороне ВН токи к. з. проходят
только в двух, поврежденных, фазах, они равны между собой
и векторы их направлены в противоположные стороны (так же
как на рис. 1-1, б).
Однофазное к. з. на землю за трансформатором Y/У'®
(рис. 1-5). Векторная диаграмма тока в месте однофазного к. з.,
состоящая из одного вектора А > является несимметричной и
может быть представлена тремя симметричными векторными
диаграммами токов прямой, обратной и нулевой
последовательностей [6]. Эти диаграммы показаны на рис. 1-5, е. Для
проверки можно произвести геометрическое сложение симметрич-
16

ных составляющих токов каждой из трех фаз:
/Й+ /& + /& = ДО (при к. з. фазы А);
#У>
ИП
т
/bi + /в2 + /во = 0;
№
/(1)
0>.
Все симметричные составляющие имеют равные значения,
в том числе /ai =/а2 =/до =/о » а сумма этих составляющих
равна З/о . Поэтому ток при однофазном к. з. на землю часто
называется утроенным током нулевой последовательности.
4) А 1й П 'кг2 Т(1)
1ло~1во~1со—1о
Рис. 1-5. Распределение токов и векторные диаграммы токов
при однофазном к. з. на землю за трансформатором со схемой
соединения обмоток YA^-0: a — поясняющая схема и
распределение токов на сторонах ВН и НН; бив — векторные
диаграммы токов прямой, обратной и нулевой
последовательностей и полных токов на сторонах ВН и НН соответственно
Для построения векторной диаграммы полных токов на
стороне ВН нужно учесть, что составляющие нулевой
последовательности не могут проходить по обмотке ВЯ, соединенной
в звезду без выведенной и заземленной нулевой точки
(нейтрали), поскольку токи /о во всех фазах имеют одно направление
(рис. 1 5, в). Следовательно, на сторону ВН трансформируются
симметричные составляющие только прямой и обратной
последовательностей, причем без поворота векторов, так как
рассматривается трансформатор 12-й группы. В результате
геометрического сложения векторов 1\ и h каждой фазы получается
характерная векторная диаграмма токов (рис. 1-5,6), согласно
которой в одной из фаз (поврежденной) на стороне ВН
значение тока в 2 раза больше, чем в других фазах, и равно 2/3 тока
однофазного к. з., проходящего на стороне НН. Еще раз
напомним, что токи сравниваются по значению при условно
принятом коэффициенте трансформации трансформатора, равном 1.
17

Как видно из рис. 1-5 вектор большего тока на стороне ВН
направлен в противоположную сторону по отношению к векторам
двух меньших токов, равных -j /K • Векторная диаграмма на
рис. 1-5,6 имеет только внешнее сходство с векторной диаграмм
мой на рис. 1-4, б.
Однофазное к. з. на землю за трансформатором Л/У-11
(рис. 1-6). Векторные диаграммы токов в месте однофазного к. з.
на стороне НН (рис. 1-6, в) имеют точно такой же вид, как на
оис. 1-5,0. Для построения векторной диаграммы полных токов
Рис. 1-6. Распределение токов и векторные диаграммы токов
при однофазном к. з. на землю за трансформатором со
схемой соединения обмоток Д/^-11: а — поясняющая схема и
распределение токов на сторонах ВН и НН; бив —
векторные диаграммы токов прямой, обратной и нулевой
последовательностей и полных токов на сторонах ВН и НН
соответственно
на стороне ВН необходимо векторную диаграмму токов прямой
последовательности стороны НН повернуть на +30° (против
часовой стрелки), а векторную диаграмму токов обратной
последовательности стороны НН — на —30° (по часовой стрелке;.
Кроме того, надо учесть, что симметричные составляющие
нулевой последовательности, имеющие одинаковое направление ио
всех фазах, замыкаются в обмотке ВН, соединенной в
треугольник, и поэтому в линейных токах на стороне ВН отсутствуют.
Произведя геометрическое сложение векторов /{} и iV каждой
фазы, получим характерную векторную диаграмму токов,
состоящую из двух векторов, направленных в противоположные
стороны.
Значение каждого из этих векторов определяется следующим
образом:
*■*—УЗЛ». а /<11> = ^" = /У> = 1/й,я,
1кВН:
3
18

Ikbh = —3— Ikhh = Ikhh/ V 3.
Таким образом, при однофазном к.з. на землю за
трансформатором A/Y на стороне ВН (треугольника) токи к.з.
проходят в двух фазах, они имеют противоположное направление и
равны /к71,73 (рис. 1-6).
Глава вторая
РАСЧЕТЫ ТОКОЗ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
ЗА ТРАНСФОРМАТОРАМИ
2-1. Назначение и особенности расчетов
токов к. з. за понижающими трансформаторами
Расчеты токов к.з. за трансформатором производятся для
выбора типов и параметров срабатывания (уставок) релейной
защиты самого трансформатора, а также защит элементов
прилегающих сетей. Расчеты токов к.з. необходимы также для
выбора первичного оборудования: выключателей, разъединителей,
шин, кабелей и т. п. Но здесь, как правило, рассчитывается
лишь максимальное значение тока при трехфазном к.з., в то
время как для выполнения защиты важны значения и фазные
соотношения токов также и при несимметричных к.з. за
трансформатором, причем требуется знать не только максимальные,
но и возможные минимальные значения токов к. з.
Для упрощения практических расчетов токов к.з. в
распределительных электрических сетях принято не учитывать ряд
факторов, которые в действительности могут существовать, но не
могут оказать определяющего влияния на значения токов к. з. и
их фазные соотношения. Как правило, не учитывается
переходное сопротивление в месте к. з. и все повреждения
рассматриваются как металлические к.з. двух или трех фаз или к.з. одной
фазы на землю. Сопротивления всех трех фаз трансформаторов,
линий, реакторов и других элементов сети считаются
одинаковыми. Не учитываются токи намагничивания силовых
трансформаторов и токи нагрузки. Как правило, не учитывается подпитка
места к. з. токами асинхронных двигателей.
Принимая во внимание, что распределительные сети
электрически удалены от источников питания и аварийные процессы
в этих сетях мало сказываются на работе генераторов
энергосистемы, считается, что при любых к.з. в распределительной сети
19

НН напряжение питающей системы на стороне ВН
трансформатора остается неизменным.
Все перечисленные допущения принимаются и при расчетах
токов к. з. за понижающими трансформаторами. Вместе с тем
в этих расчетах имеется ряд особенностей, как, например,
необходимость учета существенного изменения сопротивления
некоторых типов трансформаторов с РПН при изменении положения
регулятора РПН (§ 2-5), необходимость в ряде случаев учета
действительных, а не средних коэффициентов трансформации
при приведении токов к. з. к сторонам трансформатора (§ 2-4,
2-5), необходимость учета активного сопротивления
маломощных трансформаторов и переходного активного сопротивления
в месте к. з. при повреждениях за трансформаторами в сетях
напряжением до 1000 В (§ 2-6).
При практических расчетах токов к. з. для релейной защиты
вычисляется только периодическая составляющая тока, а
влияние апериодической составляющей тока к. з. учитывается при
необходимости путем введения повышающих коэффициентов при
расчетах релейной защиты.
Как правило, рассчитывается только трехфазное к. з., а
значения токов при других видах к. з. определяются с помощью
известных соотношений, приведенных в § 1-4. Исключение
представляют лишь трансформаторы со схемой соединения обмоток
Y/Y> Для которых особо вычисляется ток при однофазном к. з.
на стороне 0,4 кВ (§ 2-7).
2-2. Вычисление тока трехфазного к. з.
за трансформатором по значению
напряжения к. з. \ик)
Приведенное в § 1-2 выражение (1-2) для вычисления
максимально возможного тока трехфазного к. з. за
трансформатором по известному значению напряжения к. з. справедливо для
случая подключения трансформатора к так называемой
«системе бесконечной мощности», которая имеет нереальные
предельные параметры: мощность Sc = оо, сопротивление Zc=0, а ток
и мощность к. з. /к = оо, 5К = оо. Разумеется, в реальных
условиях питающая энергосистема имеет определенное
сопротивление Zc > 0, так как генераторы, линии передачи и другие
элементы системы обладают каким-то сопротивлением.
Следовательно, и ток к. з. /к, и мощность к. з. SK имеют конечные значения.
Если известно значение мощности к. з. на питающей стороне ВН
понижающего трансформатора (SK), то ток трехфазного к. з. за
трансформатором может быть вычислен по выражению [4]
/И>— 10° / /on
где
p=S™T> 100% (2-2)
20

(Shomtp — номинальная мощность трансформатора, MB-A; SK —
мощность к. з. питающей системы в той точке, где подключен
трансформатор, MB-А); ик — напряжение к. з. трансформатора,
% (рис. 2-1).
Например, трансформатор НО кВ мощностью 10 MB-А (ик=
= 10%) подключен к системе в такой точке, где мощность к. з.
5К=400 МВ-А. Ток трехфазного к.з. за трансформатором при
этих условиях вычисляется по выражениям (2-2) и (2-1): р =
Ю
= 4^100 = 2,5о/0; С =
100
10 + 2,5
'ном Тр :
= 8/,
ном Тр»
100
Сравним с расчетом по выражению (1-2): /(к3) = -j^~ Люм7т> =
= Ю'номгр- Очевидно, что учет сопротивления питающей
энергосистемы приводит к уменьшению тока к. з.
Однако насколько существенным окажется
уменьшение тока к. з., зависит от значения /?.
Например, для трансформаторов малой
мощности, обладающих большим сопротивлением,
влияние даже маломощной системы при
расчетах токов к. з. оказывается часто весьма
незначительным и им пренебрегают.
Выражение (2-1) в ряде случаев можно
использовать и для вычисления минимального
значения тока к. з. за понижающим
трансформатором, необходимого для проверки
чувствительности релейной защиты. Для этого в выражение
(2-2) надо подставить значение SK. мин,
соответствующее так называемому минимальному
режиму работы питающей системы, который
отличается от максимального режима (обычно
соответствующего нормальному) меньшим
количеством включенных питающих линий, меньшей мощностью
генерирующих источников. Пользуясь выводами, приведенными в
§ 1-4, можно далее определить значения токов во всех фазах
трансформатора со стороны питания. Однако выражения (1-2)
и (2-1) могут использоваться лишь в простейших случаях
одиночной работы трансформатора. Для расчетов релейной защиты
параллельно работающих двухобмоточных и, в особенности,
трехобмоточных трансформаторов и трансформаторов с РПН, а
также элементов прилегающих сетей производятся более
сложные расчеты токов к. з., в которых трансформатор
представляется схемой замещения.
Рис. 2-1.
Расчетная схема
для вычисления
тока при
трехфазном к. з. за

трансформатором
2-3. Схемы замещения трансформаторов
Схемой замещения трансформатора называется такая схема,
в которой обмотки имеют только электрические связи, в отличие
от реального трансформатора, в котором обмотки имеют индук-
21.

тивную связь. Построенная по уравнениям трансформатора
схема замещения дает правильные соотношения между токами и
напряжениями на всех сторонах трансформатора. Для
практических расчетов токов к. з. применяются упрощенные схемы
замещения, в которых отсутствует ветвь намагничивания, а малые
сопротивления некоторых ветвей принимаются равными нулю
(например, у трехобмоточных трансформаторов).
Двухобмоточный трансформатор (рис. 2-2, а) представляется
упрощенной схемой замещения, состоящей из одного
сопротивления. Это сопротивление (ztp) равно сопротивлению гк при
Рис. 2-2. Условные обозначения и схемы
замещения двухобмоточного (а) и трехобмоточного (б)
трансформаторов
трехфазном к. з. за трансформатором и определяется в омах по
выражению
и £/2
номГр
где ик — напряжение к. з.; Shom тр — номинальная мощность
трансформатора, MB-A, %; Utp — междуфазное напряжение
трансформатора на той стороне, к которой приводится его
сопротивление, кВ.
Для трансформаторов, у которых значение гтр мало меняется
при регулировании напряжения, в выражение (2-3)
подставляются средние значения ик и Utp- Для трансформаторов с
сильно изменяющимся при регулировании напряжения значением
Ztp в ГОСТ и паспортах трансформаторов приводятся значения
ик не только для среднего, но и для крайних ответвлений
регулируемой обмотки (РО), отнесенные к соответствующему
напряжению крайнего ответвления РО. У таких трансформаторов
оказывается несколько значений ZtPj вычисленных по
выражению (2-3), которые используются при расчете максимального и
минимального значений токов к. з. за трансформатором с РПН
(§ 2-5).
Для всех трансформаторов с высшим напряжением 110
(220) кВ, а также для большинства трансформаторов 35 кВ
полное сопротивление можно считать равным его индуктивному
сопротивлению ХтР. Для трансформаторов 6 и 10 кВ часто
приходится рассчитывать активную составляющую полного сопро-
22

тивления гтр, которая учитывается при расчетах токов к. з. в
кабельных сетях 6 и 10 кВ и в сетях до 1000 В, особенно при к.з.
через переходное сопротивление (§ 2-6).
Активное сопротивление трансформатора определяется по>
значению потерь мощности АР в его обмотках при
номинальной нагрузке. В практических расчетах потери мощности в
обмотках трансформатора принимают равными потерям короткого
замыкания при номинальном токе трансформатора: ДР = РК.
Активное сопротивление трансформатора в омах
(2-4>
где Рк— потери короткого замыкания при номинальном токе
трансформатора, Вт; Итр и SHOM тР — то же, что в выражении (2-3),
но здесь Shom тр выражается в киловольт-амперах (кВ-А).
Значения Рк приведены в ГОСТ и справочниках [7].
Индуктивное сопротивление трансформатора в омах
хтР = V'4p - гп> (2"5>
где гтр — модуль полного сопротивления трансформатора по
выражению (2-3); гтр — активное сопротивление трансформатора
по выражению (2-4).
Трехобмоточный трансформатор (рис. 2-2, б) представляется
трехлучевой схемой замещения. На схеме указаны
индуктивные, а не полные сопротивления ветвей, потому что трехобмоточ-
ные трансформаторы выпускаются мощностью не менее
6,3 MB-А и их активное сопротивление в расчетах не
учитывается. Сопротивления лучей
хвн ~ 0,5 (хвн.сн + хвн.нн — хсн-ни)\ (2-6)^
хсн = 0>5 (хвн.сн + хсн.нн — хвн.нн); (2-7)
хнн = 0>5 {хвн.нн + хсн.нн — хвн.сн). (2-3)
В выражениях (2-6) — (2-8) сопротивления между
обмотками Хвн-сн, Хвн-нн и Хсн-нн вычисляются по выражению (2-3)
по соответствующим значениям напряжений к. з. ик вн-сн, ик вн-нн
и Ukch-hh, которые проводятся в ГОСТ и на паспортной табличке
каждого трансформатора. Сопротивление одного из лучей
примерно равно нулю: хсн ~ 0 для стандартных трансформаторов,
у которых иквн-снж 10,5%, а икВн-нн& 17%. Однако в
эксплуатации могут находиться трансформаторы с Хнн « 0, у
которых иквн-снж 17%, а ик вн-нн ж 10,5%. У трансформаторов
ПО кВ с РПН значения ик указываются для среднего и крайних
ответвлений регулируемой обмотки (§ 2-5).
Трансформатор с расщепленной обмоткой низшего
напряжения (рис. 2-3, а) представляется также трехлучевой схемой,
в которой один луч соответствует обмотке ВН (хВн)} а два
2&

других — расщепленной вторичной обмотке ##, состоящей из
двух обмоток НН\ и ##2, в 2 раза меньшей мощности, чем
мощность обмотки BH(xhhi и хнн2)- Сопротивления лучей для
практических расчетов [7]
хвн = 0,125 хвн.нн; (2-9)
xhhi = хнн2 ~ * *'^хвн-нн> (2-10)
где Хвн-нн — сопротивление трансформатора при объединении
обеих вторичных обмоток, определяется по выражению (2-3) по
значению икВн-нн> отнесенному к полной мощности
трансформатора,
Щ ннг
Рис. 2-3. Условное обозначение и схема замещения
трансформатора с расщепленной обмоткой
Например, для трансформатора ТРДН-25000/110 среднее
значение иквн-нн = 10,5% и отнесено к полной номинальной
мощности трансформатора, равной 25 MB-А. По выражению (2-3)
10 5 • И52
*вн ни = 1Q0.25 = 55,5 Ом, отнесенных к напряжению
стороны ВН.
По выражениям (2-9) и (2-10) вычисляются хвн—0,125-55,5=
= 7 Ом и хнн1 = хннг= 1,75 • 55,5 = 97 Ом. При параллельной
работе обеих вторичных обмоток и к. з. на стороне НН сопротив-
/ 1 75 Л 97
ление трансформатора хк = (^0,125 +-^)хвн.нн = 7 + -g- =
= 55,5 Ом. При к. з. на одной из сторон (НН\ или НН2) при
раздельной работе вторичных обмоток сопротивление
трансформатора хк = хвн + хнн{{2) =7 + 97= 104 Ом, т. е. почти в
2раза выше, чем в предыдущем случае. Соответственно токи к. з.
имеют существенно различные значения в зависимости от
режима работы такого трансформатора.
Как правило, трансформаторы с расщепленными обмотками
работают раздельно на разные секции НН. Поэтому в их
паспортах приводятся также значения напряжений к. з. для
вычисления сопротивлений между обмотками ВН и HHU а также ВН
и ##2, но они отнесены к мощности одной вторичной обмотки,
равной половине номинальной мощности трансформатора.
Например, среднее значение u*bh-hhx = Икяя-##2 = 10%. Тогда по
24

выражению (2-3) для того же трансформатора мощностью
25 MB-A
_ 10-1152
хвн-НН[(2) — юО-0,5-25
105 Ом.
Схемы замещения автотрансформаторов и многообмоточных
трансформаторов приведены в работах [6, 7].
2-4. Расчеты тока трехфазного к. з.
в сетях с трансформаторами
При относительно простых расчетах токов к. з. для
выполнения защиты трансформаторов распределительных сетей удобнее
использовать именованные единицы сопротивлений (омы), токов
(амперы) и напряжений (вольты), нежели относительные
единицы. Однако при составлении схемы замещения все сопротив-
X 1Н* X 3*н*
Хсвнция ф v_ ф Псекция 10нВ
X I X
Ж1
к*
р.
Рис. 2-4. Расчетная схема (а) и
схема замещения (б) двухтрансформа-
торной подстанции с указанием
расчетных точек к. з. (К1 — К5)
ления должны быть приведены к одной ступени напряжения,
соответствующей напряжению какой-нибудь из сторон
трансформатора.
Расчетная схема. В начале расчета токов к. з. должна быть
составлена расчетная схема, на которой указываются расчетные
точки к. з. и возможные режимы работы трансформаторов
(рис. 2-4, а). Последнее относится к подстанциям с двумя или
большим количеством трансформаторов, особенно трехобмо-
точных.
На расчетной схеме должны быть условно показаны также
элементы низшего и среднего напряжений, питающиеся от
рассматриваемых трансформаторов — кабельные и воздушные
линии, трансформаторы, двигатели и т. д. В расчетах релейной
защиты эти элементы называются предыдущими (по отношению
25

к питающему элементу — последующему). Значения токов при
к. з. на предыдущих элементах необходимо знать для того, чтобы
определить чувствительность максимальных токовых защит
трансформаторов в так называемой зоне резервирования, в
которую входит каждый из предыдущих элементов
соответствующего напряжения. Для оценки чувствительности в зоне
резервирования выбираются предыдущие элементы с наибольшим
сопротивлением, а точки к. з. намечаются в конце этих элементов,
там, где заканчивается основная зона действия их собственных
защит (точки Кг, Ка> Къ на рис. 2-4). На расчетной схеме
желательно указать места включения защит трансформатора.
Схема замещения. На схеме замещения все элементы
расчетной схемы представляются в виде электрических сопротивлений
(рис. 2-4,6). Трансформаторы представляются схемами
замещения, рассмотренными в § 2-3. Из предыдущих элементов
показываются только те, на которых в расчетной схеме указана точка
к. з. Для каждого из режимов работы питающих
трансформаторов составляется отдельная схема. Например, для расчетной
схемы на рис. 2-4, а могут быть намечены три режима:
параллельная работа трансформаторов только на стороне 10 кВ,
только на стороне 35 кВ и на обеих сторонах одновременно. При
•составлении схем необходимо помнить, что они должны быть
максимально простыми и наглядными. Желательно и на схеме
замещения условно показать места включения защит
трансформатора. Обычно указываются трансформаторы тока
соответствующих защит.
Учет системы. Питающая система до шин ВН подстанции
представляется на схеме замещения своим полным или
индуктивным сопротивлением. Часто задаются два значения этих
сопротивлений: для максимального и минимального режимов
работы системы. В максимальном режиме в системе включены
все генераторы, все питающие линии, автотрансформаторы и
другие питающие элементы, и при этом их эквивалентное
сопротивление имеет наименьшее значение, а ток и мощность к. з.*на
шинах ВН рассматриваемой подстанции имеет соответственно
наибольшее значение. В минимальном режиме отключена часть
питающих элементов системы и эквивалентное сопротивление
оставшихся элементов имеет большее значение, чем в
максимальном режиме, а ток и мощность к.з. — меньшее значение.
Таким образом в максимальном режиме система представляется
в схеме замещения наименьшим сопротивлением гмакс или хМакс,
а в минимальном — наибольшим гМИн или хМИн. Индексы «макс»
и «мин» относятся таким образом не к значению сопротивления,
а к режиму работы системы.
В тех случаях когда задана мощность к. з. на шинах ВН,
сопротивление системы до шин ВН подстанции в омах
*.-^S* (2-11)
26

где f/c — напряжение шин ВН подстанции, среднее, междуфаз-
ное, кВ; SK — заданная мощность к. з. на шинах ВН
подстанции, MB-А.
Например, для сети 6 кВ задано SK=200 MB-A. Тогда по
выражению (2-11) гс = 6,32/200 = 0,2 Ом, отнесенных к
напряжению 6 кВ.
Приведение сопротивлений к одной ступени напряжения. Все*
элементы сетей низшего и среднего напряжений имеют
номинальные сопротивления, отнесенные к своему номинальному
напряжению. Однако эти сопротивления, измеренные со стороны
высшего напряжения трансформатора, будут иметь иные
значения. Это объясняется тем, что при трансформации
электрического тока мощность остается неизменной. Например, для двух-
обмоточного трансформатора Sbh = Shh. Известно, что 5 =
= U2/z, поэтому
i&L = ^ELf (2-12)
ZBH ZHH
и, следовательно,
zbh = zhh (77 J • (2-13)
Таким образом, при переходе от низшей ступени напряжения
к высшей значения сопротивлений увеличиваются.
Приведение всех сопротивлений именно к высшей ступени
напряжения понижающего трансформатора удобно тем, что
полученные в результате расчета значения токов к. з. будут уже
отнесены к этой же, питающей, стороне ВН, где обязательно
устанавливается защита трансформатора.
Приведение сопротивлений согласно выражению (2-13)
может быть приближенным или точным в зависимости от
принимаемых значений напряжений сторон ВН и НН (СН). При
приближенном приведении принимаются так называемые средние
номинальные напряжения соответствующей ступени
трансформации [6]:
127, 230, 400, 525, 690 В;
3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 20; 37; 115; 154; 230 кВ и выше.
При точном приведении используются действительные
значения напряжений трансформаторов по их паспортным данным.
Однако при этом сразу же возникает вопрос, какое из значений
напряжения следует принимать для той стороны, где имеется
регулирование напряжения. При существующем многообразии
конструкций трансформаторов трудно дать однозначный ответ
на этот вопрос. Можно отметить, что у всех трансформаторов
с регулированием напряжения не под нагрузкой, а в
отключенном состоянии (они обозначаются «ПБВ») пределы
регулирования обычно не превышают ±5%, и для таких
трансформаторов напряжение регулируемой стороны следует принимать рав-
27

ным напряжению при среднем положении переключателя. Для
трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой
(они обозначаются «РПН») чаще всего приходится принимать
два значения напряжения регулируемой стороны ВН,
соответствующие двум крайним ответвлениям регулируемой обмотки
(РО) или, что то же самое, двум крайним положениям
переключателя РПН: Ubh макс И Ubhwmh. Поэтому для каждого из
элементов сетей НН и СН получаются в соответствии с
выражением (2-13) два значения приведенных сопротивлений:
максимальное и минимальное. И у питающего трансформатора с РПН
тоже получаются два значения сопротивлений, рассчитанные по
выражению (2-3). Об этом подробно рассказано в § 2-5.
При расчете токов к. з. в распределительных сетях для
выбора рабочих параметров срабатывания (уставок) защиты не
следует пользоваться приближенным способом приведения
сопротивлений, так как это может привести к существенным ошибкам
в определении токов к. з., особенно при наличии
трансформаторов, не соответствующих современным ГОСТ.
Преобразование схемы замещения. Схема замещения
(рис. 2-4,6) с нанесенными точками к. з. и значениями
приведенных к стороне ВН сопротивлений всех необходимых
элементов должна быть приведена к простейшему виду, т. е. к схеме
с одним эквивалентным сопротивлением. При расчетах в
распределительных сетях это приведение осуществляется в
основном путем элементарных преобразований: последовательного и
параллельного сложения сопротивлений элементов. Этих
преобразований достаточно, например, для расчета токов к. з. при
указанных на рис. 2-4 схеме и режиме работы трансформаторов
Тр\ и Тр% Однако иногда могут потребоваться и более сложные
преобразования, главным образом преобразования треугольника
в звезду или обратно. Например, при наличии на шинах 10 кВ
генерирующего источника (генератора или крупного
синхронного двигателя) для расчета токов к. з. в точках К\ и Кг
необходимо было бы преобразовать в звезду треугольник, состоящий
из сопротивлений 1 + 2, 4 и 5. Указания по выполнению этих
преобразований приведены в [6J.
Вычисление тока в месте трехфазного к. з. Ток трехфазного
к. з. в амперах
л>'-^7' (2-,4>
где Не — междуфазное (линейное) напряжение источника
питания, В; гэ — полное эквивалентное сопротивление до точки
к.з., приведенное к той же ступени напряжения, Ом.
Значение Uc при расчетах с трансформаторами ПБВ следует
принимать равным среднему значению напряжения питающей
сети ВН. Для трансформаторов РПН этот вопрос рассмотрен
в § 2-5.
28

Распределение токов к.з. Для анализа работы релейной за«
щиты трансформаторов необходимо знать распределение токов
по элементам расчетной схемы и далее по фазам защищаемого
элемента, если рассматривается несимметричное к. з. Токорас-
пределение по элементам производится для трехфазного к.з.
Если эквивалентное сопротивление получено в результате
параллельного сложения элементов схемы, то токи по этим элементам
распределяются обратно пропорционально сопротивлениям.
Токораспределение по элементам при двухфазном к.з. в
распределительных сетях производится аналогично токораспределе-
нию при трехфазном к.з. А значения токов в фазах в месте
установки защиты можно определить, пользуясь выводами,
приведенными в § 1-4.
Приведение токов к.з. к соответствующей ступени
напряжения. В схеме замещения, все сопротивления которой
обязательно приведены к одной ступени напряжения, токи к.з. во всех
элементах также приведены к одной ступени напряжения.
Между тем защиты трансформаторов, особенно многообмоточных,
устанавливаются не только на стороне ВН9 но и на сторонах
НН и СН. Приведение тока одной ступени трансформации
к другой осуществляется с помощью коэффициента
трансформации трансформатора, равного, как известно, отношению
напряжений одной и другой его сторон. Это возможно потому, что
при трансформации электрического тока мощность остается
неизменной. Например, для двухобмоточного трансформатора
/## = /в#77 • (2-15)
инн
Таким образом, при переходе от высшей ступени
напряжения к низшей значения токов увеличиваются.
Значения напряжений в выражении (2-15) выбираются
таким же образом, как было принято при приведении
сопротивлений в схеме замещения. Особенности приведения токов к. з. для
трансформаторов РПН рассмотрены ниже.
2-5. Особенности расчета тока трехфазного к. з.
за трансформаторами с РПН 110 и 35 кВ
Сопротивления трансформаторов РПН. В распределитель*
ных сетях могут применяться трансформаторы РПН с высшим
напряжением от 6 до 330 кВ, а также автотрансформаторы 220
и 330 кВ. Имеющиеся в настоящее время официальные
материалы позволяют представить зависимости изменения
сопротивления трансформатора от положения регулятора РПН для
выпускаемых в СССР трансформаторов общего назначения,
которые мсЯуг применяться в распределительных сетях.
В общем виде изменение сопротивления трансформатора
в зависимости от пределов регулирования напряжения может
29

быть выражено следующей формулой:
*rp = *rpcP(l ±-Щп) • (2"16)
где Хтр ср — сопротивление трансформатора при среднем
положении регулятора РПН; Л^РПн— половина полного диапазона
регулирования напряжения под нагрузкой (например, ±16%
для трансформаторов класса напряжения ПО кВ), %.
Значение степени п ранее считалось равным примерно 2.
Теперь же, на основании официальных материалов (ГОСТ,
паспорта трансформаторов) можно отметить, что значение п
находится в довольно широких пределах (от 0 до 4) в зависимости
от конструктивного выполнения устройств регулирования.
Наименьшее значение п « 0 характерно для трансформаторов и
автотрансформаторов 330 кВ; это означает, что их
сопротивление практически неизменно при любом положении регулятора
РПН. У трансформаторов 35 кВ мощностью от 1 до 2,5 MB-А
значение л « 1, т.е. при Д£/рпн=:±9% их сопротивления
незначительно отличаются друг от друга. Наибольшие значения п
имеют место у трансформаторов 35 кВ мощностью 4 и 6,3 MB-А
(л«3), трансформаторов ПО кВ (я = 2,5-г-3) и у некоторых
трансформаторов и автотрансформаторов 220 кВ. О
зависимости сопротивления трансформатора от положения регулятора
РПН можно узнать из ГОСТ или паспорта трансформатора
РПН, где приведены значения ик не только для среднего
ответвления регулируемой обмотки, но и для крайних ответвлений. По
этим значениям вычисляются, согласно выражению (2-3),
значения сопротивлений трансформатора.
Очевидно, что чем больше значение степени п и пределов
регулирования Af/рпн» тем больше различие между значениями
сопротивлений трансформатора на крайних ответвлениях
регулируемой обмотки. Токи к. з., рассчитанные с учетом этих
различных сопротивлений, также могут существенно отличаться
друг от друга. И это не может не оказывать влияния на выбор
уставок, а иногда и типов релейной защиты трансформаторов
РПН. Рассмотрим подробно особенности расчета токов к. з. за
трансформаторами РПН ПО и 35 кВ, имеющих наибольшее
применение в распределительных сетях.
В ГОСТ 12965—74 для трансформаторов ПО кВ и
ГОСТ 11920—73 для трансформаторов 35 кВ и ниже приведены
по три значения ик — два на крайних и одно на среднем
ответвлении регулируемой обмотки. При этом у всех^ трансформаторов
ПО кВ (кроме трансформаторов мощностью" 2,5 MB-AJ и
у трансформаторов 35 кВ мощностью 4 и 6,3 MB-А наибольшие
значения ик (ик, маКс) соответствуют наибольшему напряжению
регулируемой обмотки ВНУ а наименьшие значения ик (ик. мин)—
наименьшему напряжению этой же обмотки. Следовательно,
30

по выражению (2-3) получаются три значения ХтР, отнесенные
к стороне ВН трансформатора.
Например, для двухобмоточного трансформатора ПО кВ
мощностью 10 MB-А из ГОСТ 12965—74 (или из паспорта
трансформатора) известны значения: «к.мин = 8,7%; ик.ср=10,5%;
«к. макс = 12,36%. Эти значения отнесены к номинальной
мощности трансформатора и соответствующим напряжениям крайних
ответвлений и среднему напряжению ВН. Для трансформаторов,
выполненных по указанному ГОСТ, Ubh ср = 115 кВ; Ubh мин =
= 96,58 кВ; Ubh макс = 133,42 кВ (при полном диапазоне
регулирования напряжения на стороне ВН). Однако в ГОСТ721—77
указано, что максимальным напряжением для сетей класса
110 кВ является f/макс. с = 126 кВ. Следовательно, можно
предположить, что работа трансформаторов с ответвлениями от 133
до 127 кВ практически исключается. Поэтому наибольшим
реальным напряжением регулируемой обмотки ВН для этих
трансформаторов следует считать Ubh макс=126 кВ, что соответствует
примерно +10% к номинальному напряжению трансформатора
115 кВ. Значение ик для этого промежуточного ответвления
может быть достаточно точно определено по кривой изменения ик
в зависимости от ответвления регулируемой обмотки. Кривая
строится по трем значениям ик, указанным в ГОСТ или
паспорте трансформатора [8]. Для рассматриваемого трансформатора
ПрИ ЭТОМ УСЛОВИИ UK. макс= 11,7%.
По выражению (2-3), считая ztp = xTp, определяем
_ 8,7-96,582
*Грмин 100-10
_ 10,5 - 1152
*Тр ср— юО-10
_ 11,7-1262
*Тр макс— ЮО-10
Эти сопротивления приведены к одной и той же стороне ВНУ
однако значение хТР мин более чем в 2 раза меньше, чем хТр макс-
Столь большое различие между сопротивлениями одного и того
же трансформатора при крайних, но вполне реальных
положениях регулятора РПН, очевидно, приведет и к значительной
разнице между значениями токов при к. з. за трансформатором:
максимального 1К. макс и минимального /к. мин. При этом для
расчетов релейной защиты необходимо определить наибольшее
/к. макс и наименьшее /к. мин из возможных значений, не ставя
перед собой задачу выяснить, будет или не будет данный
трансформатор в данной сети когда-либо работать именно при
крайних положениях регулятора РПН и каков будет в этих случаях
режим работы питающей системы. Предельные значения токов
к. з. вычисляются для того, чтобы релейная защита ни по
принципам действия, ни по выбранным уставкам никогда не ограни-
= 80 Ом;
= 139 Ом;
-=186 Ом
31

чивала возможности работы защищаемого трансформатора, в
частности не препятствовала полному использованию
регулировочного диапазона. Разумеется, ранее высказанное
предположение о том, что напряжение на стороне ВН не может превышать
максимального значения для сети данного класса напряжения,
остается в силе.
Вычисление максимально возможного значения тока к. з. за
трансформатором РПН. Очевидно, что для вычисления
максимально возможного значения тока при к. з. за трансформатором
следует принять наименьшее значение сопротивления самого
трансформатора и наряду с этим наименьшее возможное
сопротивление питающей системы. Поскольку наименьшее
сопротивление у рассматриваемых трансформаторов ПО и 35 кВ
соответствует наименьшему напряжению крайнего «минусового»
ответвления обмотки ВН, рекомендуется принять в расчете значение
э. д. с. питающей системы, соответствующее также
минимальному напряжению этого же крайнего «минусового» ответвления
обмотки ВН. Однако для учета тока нагрузки, который
«накладывается» на ток к. з., а также для создания некоторого
расчетного запаса значение э. д. с. питающей системы принимается
равным ближайшему общепринятому значению напряжения,
а именно номинальному напряжению сети [8]. Таким образом
максимальное значение тока к. з., проходящего на стороне ВН
при трехфазном к. з. за трансформатором РПН,
/ ^ном. с /о 1 7\
'к. максВЯ 7=7 Т Г» 1*"*«/
у 6 \хс. макс "Г хТр мин/
где Хс. макс — наименьшее сопротивление питающей системы
в максимальном режиме ее работы, отнесенное к напряжению
стороны ВН, Ом; Лтрмин — наименьшее сопротивление
рассматриваемого трансформатора 110 или 35 кВ, отнесенное к
напряжению стороны ВН, Ом; Uhom. с — номинальное напряжение сети
ПО или 35 кВ соответственно (ГОСТ 721—77), В.
Приведение значения этого тока к. з. к стороне НН или СН
следует производить в соответствии с выражением (2-15),
принимая Ubh = Ubh мин, т. е. тому минимальному напряжению,
которому соответствует значение ХтР. мин, вычисленное по
выражению (2-3).
Продолжая пример с двухобмоточным трансформатором
110/11 кВ мощностью 10 MB-А, определим максимальные
значения токов на сторонах ВН и НН при трехфазном к. з. на
стороне НН этого трансформатора. Сопротивление системы для
примера примем равным 15% сопротивления трансформатора.
В соответствии с выражением (2-17)
ИЗ) 110 000 _fiQn д
/к.макс5//^(12 + 8())-690 А.
32

По выражению (2-15)
Ломаке ЯЯ = 690 -^ = 6050 А.
Вычисление минимально возможного значения тока к. з. за
трансформатором РПН. Очевидно, что для вычисления
минимального значения тока следует принять наибольшее
сопротивление трансформатора и наибольшее сопротивление питающей
системы. Поскольку наибольшее сопротивление у
рассматриваемых трансформаторов 110 и 35 кВ соответствует наибольшему,
практически возможному напряжению «плюсового» ответвления
обмотки ВН, рекомендуется принять э. д. с. питающей системы,
соответствующую этому же максимальному напряжению [8].
Для трансформаторов 35 кВ с Д£/рпн= ±9% значение (/макс =
= 38,15 кВ. Для трансформаторов ПО кВ с А(/рпн=+16%,
как уже указывалось, £Л,акс = 126 кВ. Таким образом, по
аналогии с выражением (2-17),
г(З) "макс, с /О | о\
/к. мин ВН j=- — тг . (Z-1Ь)
у d (*с. мин "г" хТр макс)
Приведение значения этого тока к. з. к стороне НН или СН
производится согласно выражению (2-15) с учетом того, что
Vbh = Ubhмакс, т.е. тому максимальному напряжению, при
котором вычислялось по формуле (2-3) значение хтР макс
Для принятого выше примера с трансформатором мощностью
10 MB-А зададимся значением наибольшего сопротивления
системы хс. Мин = 1,5 Хс. макс и определим минимальные значения
токов на сторонах ВН и НН при трехфазном к. з. на стороне НН
этого трансформатора в соответствии с выражением (2-18):
ИЗ) _ 126 000 __Qg7 д
/к.минВЯ- уз-(18+186) -Ж А'
По выражению (2-15)
/(к3)миннн = 357-!jj- = 4080 А.
Сравнивая вычисленные максимальные и минимальные
значения токов к. з., проходящих на сторонах ВН и НН, получаем
соотношения 690/357 «2 и 6050/4080 « 1,5. Для
трансформаторов других мощностей и при иных значениях сопротивлений
питающей системы эти соотношения могут быть меньшими.
Однако практика расчетов показывает, что соотношения
максимальных и минимальных значений токов к. з., отнесенных к
регулируемой стороне ВН, у рассматриваемых трансформаторов
РПН обычно находятся в пределах 1,7—2, и это необходимо
учитывать при расчетах релейной защиты.
2 М. А. Шабад
33

Трансформаторы РПН 110/11 (6,6) кВ мощностью 2,5 MB-A
отличаются от более мощных трансформаторов этого класса
напряжения тем, что регулирование напряжения у них
осуществляется на стороне НН. В ГОСТ 12965—74 указаны три
значения ик: ик. мин = 10,26%, отнесенное к напряжению крайнего
«минусового» ответвления £/МИн = 9,68 или 5,81 кВ (At/рпн =
= —12%), ик.макс= 10,85%, отнесенное к напряжению крайнего
«плюсового» ответвления (Умакс = 12,65 или 7,59 кВ (Д/7рпп =
= +15%) и среднее значение ик. ср= 10,5%.
Для трансформаторов 110/11 кВ согласно выражению (2-3)
вычислим значения сопротивлений, отнесенные к регулируемой
стороне НН:
__ 10,26» 9,68* __ л
_ 10,5-И2 КЛ_ _
*Гр ср— юо.2,5 = °>U' UM>
_ 10,85.12,652 _gr4g n
*Грмакс— Ю0-25 '
Приведем эти сопротивления к питающей стороне ВН в
соответствии с выражением (2-13), считая z = х:
*гР мин вя = 3,85 (-^gg) =496 Ом;
*г/7Срвя= 5>07(тг) =507 °м>
*Гр макс Stf = 6,95 ^f2^5"J =525 Ом.
Следовательно, сопротивление этого трансформатора,
измеренное со стороны питания (ПО кВ), практически не изменяется
при изменении положения регулятора РПН на стороне НН (И
или 6,6 кВ). Кроме того, можно отметить, что при столь
большом значении сопротивления этого трансформатора возможные
изменения сопротивления питающей системы, как правило, не
могут оказать существенного влияния на значения токов к. з. за
трансформатором. Поэтому для трансформаторов 110 кВ
мощностью 2,5 MB-А с РПН на стороне НН расчет тока к. з. для
релейной защиты может производиться при среднем положении
регулятора РПН и, как правило, при нормальном режиме
работы питающей системы. Возможные незначительные изменения
токов к. з. учитываются при расчете релейной защиты
коэффициентами надежности и чувствительности.
Приведенные сведения о сопротивлениях современных
стандартных трансформаторов с РПН могут оказаться неверными
в отношении трансформаторов других конструкций. Для них
следует опытным путем определять сопротивления на крайних
ответвлениях регулируемой обмотки.
34

100
31,5
64,7
160
16,6
41,7
250
9.4
27,2
400
5,7
17.1
630
3,1
13,6
1000
2,0
8,6
1600
1,12
5.46
2500
0,64
3,64
2-6. Расчеты тока трехфазного к. з.
за трансформатором 6(10)/0,4 кВ
При расчете тока к. з. в установках напряжением до 1000 В
необходимо учитывать ряд факторов, которые не имеют
практического значения в установках более высокого напряжения,
а именно:
активное сопротивление элементов, в том числе и
трансформаторов 6(10)/0,4 кВ;
сопротивления контактных соединений элементов, а также
контакта (сопротивление дуги) непосредственно в месте к. з.
Активное и индуктивное сопротивления трансформатора
могут быть вычислены по выражениям (2-4) и (2-5). Для
стандартных трансформаторов гтР и хтР имеют следующие
расчетные значения в миллиомах, отнесенные к напряжению 0,4 кВ
19]:
5Тр, кВА
rjp, мОм
xjp, МОм
Из этих данных видно, что с увеличением мощности
трансформатора отношение гтР/хтР уменьшается.
Сопротивления контактных соединений и контакта в месте
к. з. имеют неопределенное значение, так как зависят от многих
факторов (состояния контактных поверхностей, степени затяжки
болтов, силы сжатия пружины), а также от первопричины,
вызвавшей к. з. (закоротка, наброс, перекрытие по изоляции) [6].
Поэтому в Инструкции по проектированию
электрооборудования промышленных предприятий (СН 357—77) рекомендуется
при расчетах токов к. з. в сетях до 1000 В учитывать
сопротивление всех контактов совокупно, вводя дополнительно в
расчетную цепь к. з. переходное активное сопротивление гп. Значения
гп зависят от места к. з. При к. з. на распределительных
устройствах подстанций 6(10)/0,4 кВ, т.е. практически у шин 0,4 кВ
питающих трансформаторов, принимается гп = 0,015 Ом или
15 мОм. При к. з. на первичных цеховых подстанциях гп =
= 0,02 Ом или 20 мОм. При к. з. на вторичных цеховых
подстанциях гп = 0,025 Ом. Очевидно, что эти дополнительно вводимые
сопротивления могут существенно уменьшать значения тока к. з.
по сравнению с металлическим к. з., причем наиболее
существенно для трансформаторов относительно большой мощности
(630—1600 кВ-А). Сравним для примера значения токов при
металлическом трехфазном к.з. и при трехфазном к. з. через
переходное сопротивление гп, равное 15 мОм, за
трансформатором мощностью 1000 кВ-А. Сопротивление питающей системы
примем равным нулю.
При металлическом к. з. ток в килоамперах
/3> #<ь 230 л ' '
/^мет = Уо 0 = . = 26,3 КА.
V4P+4p V22+8,62
35

При к.з. через расчетное переходное активное сопротивление
р = 230
К* " V(2 + 15)2 + 8,б2
/?■- ^. :" ., =12,1 ка.
Здесь £/<j, = 400/V3 = 230 В и является средним фазным
напряжением для этой сети. Попутно отметим, что значение
1*1 мет может быть более просто вычислено по выражению (1-2).
Действительно, для трансформатора 1000 кВ-А при
стандартном значении ик = 5,Ь% и номинальном токе Iномтр= 1445 А,
отнесенных к напряжению 0,4 кВ, /£*мет ="51Г 1445 = 26 300 А
или 26,3 кА, отнесенных к этому же напряжению.
Из примера с трансформатором 1000 кВ-А видно, что
принятое значение гп = 15 мОм привело к снижению расчетного тока
к. з. в два с лишним раза по сравнению с током к. з.,
рассчитанным без учета переходного сопротивления. Но при к. з. за
трансформатором меньшей мощности (630 кВ-А) это снижение
будет значительно меньшим — в 1,6 раза. Однако при большей
мощности трансформатора, например 1600 кВ-А, значение тока
к. з. может снизиться в 2,8 раза!
В расчетах релейной защиты этих трансформаторов меньшее
значение тока при к.з. через переходное сопротивление должно
быть использовано для проверки чувствительности
максимальной токовой защиты к повреждениям за трансформатором.
Учитывая, однако, что введение дополнительного сопротивления
гп = 0,015 Ом является весьма условным приемом, но вместе
с тем усложняет расчеты, в новом издании Правил [1] для
рассматриваемых трансформаторов повышено значение
требуемого коэффициента чувствительности максимальной токовой
защиты при металлическом к.з. до 2 (вместо 1,5 в ПУЭ издания
1966 г.). Таким образом чувствительность защиты проверяется
только при металлическом к.з. за трансформатором, а
возможное снижение тока к.з. из-за переходного сопротивления
учитывается этим повышенным значением коэффициента
чувствительности. Однако для трансформаторов мощностью 1600и2500кВ-А
повышенное значение коэффициента чувствительности
недостаточно учитывает влияние переходного сопротивления в месте к. з.
Для таких трансформаторов чувствительность защиты следует
проверять при к. з. через переходное сопротивление.
2-7. Расчеты тока однофазного к. з.
за трансформаторами 6(10)/0,4 кВ
со схемами соединения обмоток Д/У- и YlY
Для трансформаторов со схемой соединения обмоток A/Y
значение тока в месте однофазного к.з. за трансформатором
практически равно току трехфазного к.з. в этой же точке, т.е.

^кд/у = ^к3г Токораспределение на стороне В И при этом виде
повреждения показано на рис. 1-6.
Для трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/Y
значение тока в месте однофазного к. з. за трансформатором
значительно меньше, чем значение тока трехфазного к. з. в этой
же точке, т. е. /«у/у ^^f- Это объясняется тем, что при
однофазном к. з. составляющие тока нулевой последовательности
проходят только по обмотке НН и не могут проходить по обмотке
ВН (рис. 1-5,6). Таким образом ток однофазного к. з.,
проходящий по вторичной обмотке НН, не полностью
трансформируется в первичной обмотке ВН, и в результате неполной
компенсации магнитодвижущих сил (ампер-витков) в трансформаторе
появляются дополнительные магнитные потоки, что приводит
к значительному увеличению сопротивления трансформаторов
с соединением обмоток Y/Y ПРИ однофазном к. з. по сравнению
с сопротивлением при трехфазном к. з., а также по сравнению
с сопротивлением такого же трансформатора, но со схемой
соединения обмоток А/У.
Для практических расчетов значение тока однофазного
металлического к. з. за трансформатором со схемой Y/Y в
амперах [1]
ff-^fr. (2.,9,
где £/ф = 230 В — фазное напряжение для сети 0,4 кВ; г^р —
полное сопротивление трансформатора с соединением обмоток
Y/Y при однофазном к. з. на стороне 0,4 кВ в омах, отнесенное
к напряжению 0,4 кВ; значение его принимается в соответствии
со справочной литературой, выпущенной после 1968 г. [9].
Расчетные значения yzjp для стандартных трансформаторов,
выпускаемых с 1967 г., в омах, отнесенные к напряжению 0,4 кВ,
по [9] следующие:
STp, кВ-А
4*-
... юо
... 0,26
160
0,16
250
0,10
400
0,065
630
0,042
1000
0,027
1600
0,018
Например, для трансформатора мощностью 1000 кВ-А ток
№ = 230/0,027 = 8500 А, отнесенный к напряжению 0,4 кВ. По
сравнению с /(к3) = 26 300 А (§ 2-6) ток при однофазном к.з.
оказывается в три с лишним раза меньше.
Пользуясь выводами § 1-4 (рис. 1-5), легко определить
значения токов на стороне ВН трансформатора. При Ubh = 6 кВ
в одной из фаз на стороне ВН будет проходить ток /квя =
=4 8500—^==1-565 = 376 А, а в двух других — токи, равные
3 о о
37

0,5-376=188 А, отнесенные к напряжению 6 кВ. Приведение
токов к стороне ВН выполнялось по выражению, аналогичному
выражению (2-15).
При расчетах однофазного к. з. за трансформатором со
схемой ]/¥• сопротивление питающей системы, как правило, не
учитывается, так как по сравнению с сопротивлением
трансформатора оно может иметь лишь весьма небольшое значение.
Для трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/У
(звезда — зигзаг) значения 3 zfpp примерно равны
сопротивлениям трансформатора при трехфазном к. з. [10]. Это означает,
что ток в месте однофазного к. з. за трансформатором
практически равен току трехфазного к. з. в этой же точке, так же как и
для трансформаторов со схемой Л/Y.
Для оценки чувствительности максимальных токовых защит
трансформаторов при к.з. в сети 0,4 кВ, т.е. в зоне
резервирования, производят расчеты токов трехфазных и однофазных к. з.
[6, 10]. При расчетах токов однофазных к. з. особое внимание
следует обращать на схему соединения питающих
трансформаторов, а также на конструктивное выполнение и сечение жил
отходящих линий 0,4 кВ [10].
Глава третья
ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПЛАВКИМИ ПРЕДОХРАНИТЕЛЯМИ
3-1. Принцип действия плавких предохранителей,
их устройство и характеристики
Плавким предохранителем называется коммутационный
электрический аппарат, предназначенный для отключения
защищаемой цепи посредством расплавления специальных токоведу-
щих частей (плавких вставок) под воздействием тока,
превышающего определенное значение, с последующим гашением
возникающей электрической дуги.
Принцип действия плавкого предохранителя. Прохождение
электрического тока по проводнику, как известно,
сопровождается выделением теплоты, количество которой определяется
законом Джоуля — Ленца:
Q = 0,24/2/?/, (3-1)
где Q — количество выделенной теплоты, Дж; / — ток,
проходящий по проводнику, A; R — сопротивление проводника, Ом; / —
38

время прохождения тока, с; 0,24 — коэффициент
пропорциональности.
Этот закон, установленный в 1841 г. английским физиком
Джеймсом Джоулем и независимо от него русским ученым
Э. X. Ленцем, послужил основой для создания в 1880-х годах
первых защитных электрических аппаратов — плавких
предохранителей. Действительно, если в определенном месте
электрической сети сделать участок (вставку) с меньшим сечением,
а следовательно, существенно большим сопротивлением /?, то
при опасном для сети увеличении тока именно на этом участке
будет выделяться наибольшее количество теплоты, он будет
нагреваться сильнее других участков, раньше расплавится и тем
самым прекратит прохождение опасного тока и спасет другие
элементы сети от повреждения. Таким участком с искусственно
пониженной термической стойкостью и является плавкая
вставка, наиболее важная часть плавкого предохранителя. В сетях
с большими токами она изготавливается из хорошо проводящего
металла с высокой температурой плавления (серебра, меди,
алюминия) при относительно малом сечении провода. В сетях
с малыми токами для плавких вставок применяются
легкоплавкие металлы (свинец, олово, цинк).
При расплавлении (перегорании) плавкой вставки
образуется электрическая дуга. Быстрое гашение электрической
дуги— важнейшая задача предохранителя, поскольку только после
окончания горения дуги прекращается прохождение
аварийного тока по защищаемой электрической сети. По способу
гашения дуги предохранители могут быть разделены на три
группы:
предохранители для сетей до 1000 В с естественной деиони-
зацией дуги, не имеющие специальных устройств для гашения
дуги (СПО, П, ПТ); они сейчас не выпускаются в связи с малой
отключающей способностью и большими размерами, а также по
условиям техники безопасности;
предохранители с трубками из газогенерирующего
материала, который обильно выделяет газы при высокой температуре
горения электрической дуги; возникающие в этот момент
высокое давление (в предохранителях ПР напряжением до 1000 В)
или продольное дутье (в предохранителях ПСН напряжением
выше 1000 В) обеспечивают быстрое гашение дуги;
предохранители с наполнителем (кварцевым песком), в
которых электрическая дуга гасится в канале малого диаметра,
образованном телом испарившейся плавкой вставки, между
крупинками (гранулами) кварцевого песка.
Наибольшее распространение получили предохранители
с кварцевым наполнителем, часто называемые кварцевыми
предохранителями. К ним относятся предохранители ПН, НПН
(напряжением до 1000 В) и ПК, ПКТ (напряжением выше
1000 В).
39

Характеристики плавких предохранителей. Процесс работы
плавких предохранителей всех типов состоит таким образом из
трех этапов: нагрев плавкой вставки до температуры плавления,
плавление плавкой вставки и гашение электрической дуги.
Полное время отключения защищаемой цепи состоит из суммы
времени нагрева и плавления вставки и времени гашения дуги.
Кривая, показывающая зависимость времени нагрева и
плавления вставки предохранителя от значения тока [tnn = f(I)]r
называется время-токовой или защитной характеристикой
плавкого предохранителя (рис. 3-1). Раньше эти характеристики
назывались ампер-секундными. Из рис. 3-1
видно, что при номинальном токе плавкой
вставки (/ном. вс) ее время плавления
равно бесконечности. Это означает, что такой
ток вставка выдерживает без разрушения
неограниченно длительное время. При
значениях тока (1,3-т-2)/ном. вс плавкая
вставка предохранителя плавится в
течение часа. При токах, превышающих эти
значения, плавкая вставка плавится тем
быстрее, чем больше значение тока.
Например, при токе, равном 10/ном. вс, плавкая
вставка предохранителей серии ПК имеет
*пл & 0,1 с, а у предохранителей серии
ПСН время /Пл ~ 0,05 с. Это говорит о том,
что крутизна защитных характеристик
может быть различной в зависимости от
конструкции предохранителя. Поэтому
защитные характеристики tn^ = f(I) приводятся
в каталогах для каждого типа предохранителей и для каждого
номинального тока плавкой вставки. На рис. 3-2 показаны
типовые защитные характеристики токоограничивающих
предохранителей типа ПК, наиболее широко применяемых для защиты
силовых трансформаторов 6 и 10 кВ (каталог Электротехника
СССР 02.10.01—76). Следует иметь в виду, что фактические
защитные характеристики могут отличаться от типовых таким
образом, что при одном и том же значении времени плавления
значение тока будет на 20% больше или меньше. Иначе говоря,
фактическая защитная характеристика должна изображаться
в виде зоны, ограниченной характеристиками, сдвинутыми влево
и вправо на 20% от средней, типовой, характеристики (рис. 3-3).
Это особенно важно учитывать при согласовании характеристик
релейной защиты и предохранителей на соседних участках сети
для обеспечения селективности их действия [5].
Время гашения дуги также зависит от значения тока,
проходящего через предохранитель. На рис. 3-4 приведена
зависимость наибольшего времени горения дуги в наиболее
неблагоприятных условиях отключения для предохранителей типа ПК.
Рис. 3-1.
Время-токовая (защитная)
характеристика плавкого
предохранителя tUJl =
= /(/>
40

& & ss
смй- «*»s&aig$s? st-sass $
3 5 10 2030 50 100 200 500 1000 2000 5000 A
Рис. 3-2. Время-токовые (защитные) характеристики
предохранителей ПК (каталог 1976 г.)
Рис. 3-3. Разброс
защитных характеристик
плавких
предохранителей выше 1000 В
Рис. 3-4. Зависимость наибольшего
'времени горения дуги от кратности тока для
предохранителей типа ПК (каталог 1976 г.)
41

Время горения дуги /гор дано в зависимости от кратности тока /,
проходящего через предохранитель, по отношению к
номинальному току плавкой вставки /ном. во Характеристика /гор =
= /(///ном.вс) является общей для всех предохранителей типа
ПК независимо от значения номинального тока вставки /ном. вс
(см. тот же каталог).
Таким образом, по характеристикам рис. 3-2—3-4 и им
подобным можно для любого значения тока, проходящего через
предохранитель, определить полное время отключения тока, или,
иначе говоря, время срабатывания предохранителя:
*ср — ^пл + /гор* (3-2)
Устройство предохранителей. Для защиты силовых
трансформаторов применяются в основном две группы предохранителей:
кварцевые, т. е. заполненные мелкозернистым кварцевым
песком, в котором происходит гашение электрической дуги, и
стреляющие, у которых гашение дуги обеспечивается
растягиванием дуги механическим путем и сильным дутьем вдоль дуги.
Кварцевые предохранители применяются, главным образом,
двух типов: ПН-2 на стороне низшего напряжения
трансформатора (до 660 В) и ПК на стороне высшего напряжения (6; 10 и
35 кВ). В этих предохранителях, как уже говорилось,
электрическая дуга, возникшая после расплавления и испарения
плавкой вставки, быстро гасится в узком канале между крупинками
(гранулами) мелкозернистого кварцевого песка. Для быстрого
гашения дуги необходимо, чтобы содержание кварца в
наполнителе было не ниже 99%, а диаметр крупинок (зерен)
находился в пределах 0,2—0,3 мм. Излишне крупные зерна или наличие
примесей в кварцевом песке могут быть причиной
недопустимого увеличения времени гашения дуги. Слишком мелкие
крупинки могут спекаться под воздействием высокой температуры
электрической дуги. Кварцевый песок должен быть сухим:
допустимая влажность не более 0,5% для предохранителей ПК и
не более 3% для предохранителей ПН-2. Применение влажного
песка может привести к разрушению предохранителя. Для
предотвращения попадания влаги в кварцевый песок патроны
кварцевых предохранителей герметически закрываются.
Гашение дуги в кварцевых предохранителях происходит столь
быстро, что ток короткого замыкания не успевает достичь своего
максимального амплитудного значения. Поэтому кварцевые
предохранители называются токоограничивающими. Токоограничи-
вающее действие предохранителей увеличивается с увеличением
кратности тока к. з. по отношению к /ном. вс. Характеристики то-
коограничения предохранителей типа ПК приведены в
указанном выше каталоге. Они используются при выборе первичного
оборудования, которое может рассчитываться на меньшие токи
к. з.
42

Для снижения перенапряжений, возникающих в кварцевых
предохранителях, применяют плавкие вставки со ступенчатыми
сечениями по их длине.
На рис. 3-5 схематично показан патрон предохранителя типа
ПН-2. Патрон представляет собой квадратную снаружи и
круглую внутри фарфоровую трубку 4, в которой размещены эле-
Рис. 3-5. Патрон предохранителя Рис. 3-6. Патрон предохра-
типа ПН-2 (разрез) нителя типа ПК (разрез)
менты плавкой вставки 3, выполненные из медной фольги с на-
паями из олова и приваренные электроконтактной точечной
сваркой или припаянные оловом к шайбам контактных ножей /.
Контактные ножи крепятся к крышкам 2 патрона двумя
винтами. Крышки патрона крепятся к трубке. Внутренняя полость
трубки заполнена сухим чистым кварцевым песком 5.
Предохранители ПН-2 имеют высокую механическую
прочность, позволяющую использовать их в качестве
коммутационного и защитного устройства в блоке рубильник-предохранитель.
На рис. 3-6 схематично показан патрон кварцевого
предохранителя типа ПК, который состоит из фарфоровой или стеклянной
43

трубки 5, армированной с помощью цемента 3 контактными
колпачками 2. Внутри помещена плавкая вставка 4, состоящая из
нескольких посеребренных медных проводов, выполненных в
виде растянутой спирали и имеющих несколько ступеней разного
сечения. Разделение вставки на несколько проводов облегчает
гашение электрической дуги, возникающей сразу в нескольких
параллельных каналах. Трубка наполнена сухим чистым
кварцевым песком и герметически закрыта крышками /.
Для обеспечения отключения сравнительно малых токов
перегрузки на ступени наименьшего сечения этих предохранителей
напаяны оловянные шарики (на рисунке не показаны). В
предохранителях, подверженных вибрации и ударам, а также при
номинальном токе до 8 А включительно и на номинальные
напряжения 20 и 35 кВ плавкие провода намотаны на ребристый
керамический сердечник, а в остальных предохранителях
провода свиты в цилиндрические спирали.
Внутри патрона размещена также нихромовая проволока 6,
соединенная с указателем срабатывания 7. Во время
срабатывания предохранителя эта проволока также перегорает и
освобождает указатель 7, который выталкивается вниз специальной
пружиной.
Предохранители ПК выпускаются как для внутренней, так
и для наружной установки. У предохранителей для наружной
установки в целях лучшей герметизации патронов между
контактными колпачками 2 и трубкой 5 запрессовываются
резиновые уплотнения.
Стреляющие предохранители типа ПСН выпускаются на
напряжения 10—35 кВ. Однако для защиты трансформаторов
10 кВ они практически не применяются, главным образом из-за
того, что обладают более крутой защитной характеристикой, чем
предохранители типа ПК, т.е. при одном и том же значении тока
к. з. предохранитель ПСН сработает существенно быстрее, чем
ПК. Из-за этого трудно обеспечить селективность действия
предохранителей ПСН, установленных на стороне 10 кВ
трансформатора, с предохранителями или автоматическими
выключателями на стороне низшего напряжения этого же трансформатора
при к. з. в сети низшего напряжения. Предохранители ПСН-35 кВ
по этой же причине находят применение только для защиты
относительно маломощных трансформаторов (как правило, не
более 1 MB-А), у которых велико сопротивление и малы значения
токов к. з. за трансформатором (§ 3-4).
В стреляющих предохранителях быстрое гашение дуги
обеспечивается дутьем вдоль дуги. Дутье создается газами, бурно
выделяющимися при нагреве из специального газогенерирую-
щего материала (винипласта), из которого сделана трубка
патрона предохранителя. Стреляющий предохранитель работает
следующим образом. При перегорании плавкой вставки
освобождается специальный нож и под воздействием сильной пру*
44

жины поворачивается на 90°, вытягивая за собой гибкую связь.
При этом электрическая дуга растягивается в винипластовой
трубке, где происходит бурное газообразование. Благодаря
мощному выхлопу газов из трубки дуга гаснет при естественном
переходе тока через нуль, причем тем скорее, чем больше ток
к. з. и обильнее газообразование. Таким образом эти
предохранители не обладают эффектом токоограничения.
Выброс газов из трубки сопровождается звуком,
напоминающим выстрел, из-за чего эти предохранители и названы
стреляющими. Они применяются только для наружных
электроустановок. В дальнейшем предполагается называть подобные
предохранители выхлопными.
У современных предохранителей ПСН плавкие вставки не
защищены от воздействия внешней среды, как это выполнено
в предохранителях ПК. Поэтому у ПСН плавкие вставки
«стареют» даже в нормальном режиме работы и их необходимо
периодически осматривать на месте или в мастерской, в
соответствии с действующими инструкциями.
Более подробные сведения об устройстве предохранителей
и их технические данные приведены в информациях заводов-
изготовителей, а также в работе [12].
3-2. Достоинства и недостатки
плавких предохранителей
Плавкие предохранители позволяют осуществить наиболее
простую и дешевую защиту электроустановки, в том числе и
трансформаторной подстанции. При выполнении защиты
трансформатора с помощью плавких предохранителей оказываются
ненужными трансформаторы тока, аппаратура релейной защиты
и коммутационные аппараты (выключатели или короткозамыка-
тели с автоматическими отделителями). Плавкие
предохранители не требуют проведения наладочных работ, необходимых
для устройств релейной защиты, выключателей и другого, более
сложного оборудования. Благодаря этим достоинствам плавкие
предохранители очень широко используются в сетях до 1000 В,
а также в сетях выше 1000 В. Например, в городских и
сельских электрических сетях 6 и 10 кВ большинство силовых
трансформаторов защищены со стороны высшего напряжения
плавкими предохранителями типа ПК (§ 3-3). И у нас и за
рубежом продолжаются работы по созданию более совершенных
плавких предохранителей.
Наряду с этим рассмотрим основные недостатки плавкого
предохранителя, отмечая попутно возможности их устранения.
Малая чувствительность к перегрузкам и удаленным к. з.
Действительно, очень трудно выполнить плавкую вставку,
которая бы длительно выдерживала номинальный ток
трансформатора, а при токе, например, 1,5/НОм тр достаточно быстро рас-
45

плавлялась. Поэтому существующие предохранители 6—35 кВ
защищают трансформаторы практически только при больших
токах к. з. Для уменьшения этого недостатка разрабатываются
новые предохранители с комбинированными характеристиками,
позволяющими повысить чувствительность предохранителей к
токам перегрузки и вместе с тем несколько замедлить отключение
при больших кратностях тока к. з. Однако этот недостаток
предохранителей, по-видимому, не удастся полностью устранить.
Возможность возникновения неполнофазного режима.
Известно, что предохранитель осуществляет пофазную защиту
электроустановки ив том числе трансформатора. Вместе с тем при
несимметричных к. з. за трансформатором через предохранители
на стороне высшего напряжения могут проходить неодинаковые
по значению токи к. з. Например, при двухфазном к. з. за
трансформатором со стандартной схемой соединения обмоток
Y/A-11 (рис. 1-4) и при однофазном к. з. за трансформатором
YV-12 (рис. 1-5) в одной из фаз проходит ток, в два раза
больший, чем в двух других фазах. Следовательно, именно на
этой фазе возможно срабатывание предохранителя в первую
очередь. Если на двух других фазах предохранители не
сработают, то на подстанции возникнет неполнофазный режим. Этот
режим может возникнуть и при самопроизвольном
срабатывании предохранителя одной из фаз из-за старения плавкой
вставки.
При неполнофазном режиме возникает опасность массового
повреждения электродвигателей из-за их перегрева в процессе
работы и особенно в случае пуска или самозапуска двигателей
из заторможенного состояния. В последнем случае
результирующий момент вращения, складывающийся из равных моментов
прямой и обратной последовательностей, имеющих разные
знаки, оказывается равным нулю, и поэтому пуск двигателя
невозможен. Но при этом токи в фазах статора двигателя близки по
значению к пусковому току и их длительное прохождение
вызывает повреждение двигателя.
Поэтому на тех подстанциях 35 кВ, где трансформаторы со
стороны ВН защищаются плавкими предохранителями ПСН-35
(§ 3-4), и на подстанциях 110 кВ, защищаемых открытыми
плавкими вставками (§ 3-5), обязательно устанавливается
специальная релейная защита от неполнофазного режима. Типовым
решением является защита, реагирующая на напряжение
обратной последовательности, которое появляется при неполнофазном
режиме. Защита действует на отключение тех линий 10(6) кВ,
потребители которых не допускают работу в неполнофазном
режиме, или на отключение выключателя 10(6) кВ
трансформатора. Защита может действовать и на сигнал, если на
подстанции есть постоянный дежурный персонал.
Для предотвращения неполнофазных режимов в сетях '6 и
10 кВ плавкие предохранители объединяются с трехфазным вы-
46

ключателем нагрузки с автоматическим приводом (ВНП-16,
ВНП-17). При срабатывании предохранителя только одной из
фаз выключатель нагрузки автоматически отключается всеми
тремя фазами.
Существуют также специальные конструкции,
обеспечивающие перегорание плавких вставок на всех трех фазах сразу же
после срабатывания предохранителя одной из фаз [1, 13].
Неэффективность автоматического повторного включения
(АПВ) предохранителей. Применительно к трансформаторам
этот недостаток не является существенным, хотя опыт
эксплуатации трансформаторных подстанций указывает на
целесообразность АПВ трансформаторов в тех случаях, когда действовали
защиты не от внутренних повреждений в трансформаторе
(дифференциальная или газовая), а от внешних к.з. (максимальная
токовая). Поскольку плавкий предохранитель на стороне
высшего напряжения трансформатора осуществляет его защиту
одновременно от всех видов повреждений, едва ли
целесообразно производить АПВ трансформатора после срабатывания
предохранителей. Но даже в том случае, если бы это оказалось
целесообразным, АПВ плавких предохранителей выполнить
довольно сложно (надо устанавливать по два предохранителя на
фазу) и еще более сложно сделать АПВ предохранителей с
необходимой выдержкой времени.
Необходимость длительного времени для замены
сработавших предохранителей и невозможность телемеханизировать эту
операцию таким же образом как, например, операцию
включения выключателя. Этот недостаток при хорошей организации
работы оперативно-выездных бригад (ОВБ) и при наличии
запаса калиброванных предохранителей не является столь
существенным. Поскольку отключившийся трансформатор всегда
следует осмотреть перед повторным включением, на эту
подстанцию будет отправлена ОВБ, а замену предохранителей опытные
монтеры произведут в течение 20—25 мин.
Наряду с перечисленными общими недостатками, у плавких
предохранителей имеются недостатки, ограничивающие область
их применения конкретно для защиты трансформаторов. Так, не
следует применять плавкие предохранители для защиты со
стороны ВН трехобмоточных трансформаторов, для которых
характерны различные сопротивления между обмотками ВН—НН и
ВН—СН и, следовательно, различные значения токов при к. з.
на сторонах НН и СН. Нельзя применять предохранители, если
они слишком быстро срабатывают при к. з. за трансформатором,
так как это приведет к неселективным отключениям
трансформатора при к. з. на отходящих линиях или на шинах НН.
Последнее в отдельных случаях допускается, но это крайне
нежелательно. Не следует применять предохранители и в тех
случаях, когда это требует существенного ухудшения характеристик
релейной защиты питающих линий (увеличения тока и времени
47

действия) ради обеспечения селективности с предохранителями
питаемых трансформаторов. Именно по этой причине
предохранителями защищаются трансформаторы 6 и 10 кВ только
небольшой мощности, особенно в сельских сетях [5]. В
действующих директивных материалах и нормах подчеркивается, что
применение предохранителей для защиты трансформаторов
допускается лишь при обязательном условии обеспечения
селективности с защитными устройствами питающих и отходящих
элементов. Вопросы выбора предохранителей, в том числе и по
условиям селективности, рассмотрены ниже применительно
к трансформаторам 6 и 10, 35, ПО кВ.
3-3. Защита трансформаторов 6 и 10 кВ
плавкими предохранителями типа ПК
Основные условия выбора предохранителей. Плавкий
предохранитель должен отвечать следующим основным условиям.
1. Номинальное напряжение предохранителей и их плавких
вставок должно быть равно номинальному напряжению сети:
^ном Пр == ^ном. с» W"3)
Плавкие предохранители в СССР выпускаются на
номинальные напряжения, соответствующие ГОСТ 721—77, в том числе
на 6; 10; 20; 35; 110 кВ. Номинальное напряжение указывается
в наименовании предохранителя, например ПК-6, ПК-10, ПСН-10,
ПСН-35 и т. п.
Установка предохранителя, предназначенного для сети более
низкого напряжения, т. е. создание условия иН0мпР < UHOm. с не
допускается во избежание к. з. из-за перекрытия изоляции
предохранителя. Наряду с этим не допускается без специального
указания завода-изготовителя применение предохранителя в
сетях с меньшим номинальным напряжением из-за опасности
возникновения перенапряжений при отключении к. з.
2. Номинальный ток отключения выбранного предохранителя
должен быть равен или больше максимального значения тока
к. з. в месте установки предохранителя:
'ном. о ^ * к. макс Wv
Применительно к силовым трансформаторам ток /к. макс
рассчитывается для трехфазного к. з. на выводах высшего
напряжения трансформатора, т. е. там, где установлены плавкие
предохранители. При этом режим питающей системы принимается
максимальным, что соответствует наименьшему сопротивлению
питающей системы до места подключения рассматриваемого
трансформатора. Следует учитывать также подпитку места к. з.
электродвигателями, включенными на той же секции, что и
рассматриваемый трансформатор.
48

ПР [QiWf.ec °* 21ноиТР
Номинальные токи отключения указаны в ГОСТ и заводских
информациях. Предохранители напряжением свыше 1000 В
выпускаются с номинальным током отключения от 2,5 до 40 кА
(ГОСТ 2213—70). (Прежнее наименование номинального тока
отключения — предельно отключаемый ток.)
3. Номинальный ток плавкой вставки /ном. вс для
предохранителей, защищающих трансформаторы 6 и 10 кВ со стороны
высшего напряжения, выбирается в соответствии с
директивными указаниями [14] равным
примерно двукратному номинальному току \вн
трансформатора:
Лшм. вс ^ 2/ном Тр. (3-5)
При этом условии обеспечивается не- Тр LJ
срабатывание предохранителя при воз- \Г)
можных перегрузках трансформатора, Т
при бросках тока намагничивания во - m iH0M6C ** ihom tp
время включения трансформатора под р Ш
напряжение, а также, как правило, обе- —\—нн
спечивается селективность с предохрани- т
телями, установленными на стороне низ- Рис. 3-7. Выбор номи-
шего напряжения этого же трансформа- нального тока плавкой
тора и выбранными по условию /„ом. вс» TJ^^ITIT*
«/ном.гр (рис. 6-1). 1аким Образом ЯЯ понижающего
транскратность номинального тока вставки форматора 10(6)/0,4 кВ
предохранителя на стороне ВН
относительно номинального тока вставки предохранителя на стороне
НН (токи приведены к напряжению одной и той же стороны
трансформатора), должна быть равна примерно двум, а если
возможно, то и больше [14].
При таком выборе /ном. вс предохранители на стороне НН
защищают трансформатор от перегрузок, а сеть НН — от к. з.
Предохранители на стороне ВН предназначаются только для
защиты трансформатора от к. з. на выводах ВН и от повреждений
внутри трансформатора [14].
Предохранители с плавкой вставкой, выбранной по условию
(3-5), обеспечивают отключение трансформатора при любых
значениях тока к. з. за время, меньшее, чем допустимо по
условию термической стойкости трансформатора (1-1).
Рекомендуемые в соответствии с [14] значения номинальных
токов плавких вставок предохранителей, защищающих силовые
трансформаторы, приведены в табл. 3-1.
4. Номинальный ток предохранителя необходимо выбирать
равным номинальному току плавкой вставки:
/ном Пр ^ /ном. вс» (3-6)
Проверка селективности между предохранителями на стороне
ВН и защитными аппаратами на стороне НН трансформатора.
49

Таблица 3-t
Рекомендуемые значения номинальных токов плавких вставок
1ном вс предохранителей для трехфазных силовых трансформаторов
6/0,4 и 10/0,4 кВ
1 Мощность
I трансформа-
1 тора, кВ«А
25
40
63
100
160
250
400
630
Приме
тели типа ПН
Номинальный ток, А
трансформатора на стороне
0,4 кВ
36
58
91
145
231
360
580
910
6 кВ
2,40
3,83
6,05
9,60
15,4
24,0
38,3
60,5
ч а н и е Предполагается,
-2, на стороне 6 кВ—типа
10 кВ
1,44
2,30
3,64
5,80
9,25
14,40
23,10
36,4
плавкой вставки на стороне [
0,4 кВ
40
60
100
150
250
400
600
1000
6 кВ
8
10
16
20
32
50
80
160
10 кВ
5
8
10
16
20
40
50
80
что на стороне 0,4 кВ применены предохрани- 1
ПК-6, на стороне 10 кВ—типа ПК-Ю.
Возможны три варианта выполнения защиты на стороне 0,4 кВ
рассматриваемых трансформаторов:
плавкими предохранителями;
автоматами с мгновенным действием;
селективными автоматами (с выдержкой времени).
Для проверки селективности между последовательно
включенными предохранителями разных типов необходимо
сопоставить их защитные характеристики во всем диапазоне токов,
возможных при перегрузках и коротких замыканиях.
Сопоставление производится следующим образом. Для нескольких значений
токов / определяются по защитным характеристикам
соответствующие значения времени плавления /Пл. Защитные
характеристики предохранителей типа ПК даны на рис. 3-2. Защитные
характеристики низковольтных предохранителей типа ПН-2
показаны на рис. 3-8. При определении t^ токи / должны быть
приведены к номинальному напряжению своей стороны. Затем
сравниваются найденные значения ^пл предохранителей сторон
ВН и НН (1плвн и /пляя) для каждого из соответствующих
значений токов: 1вн и 1нн.
Селективность между предохранителями обеспечивается, если
значения /пляя при всех токах оказываются по крайней мере
в 3 раза большими, чем илнн [15], т.е. соблюдается условие:
-^£->3. (3-7)
50

Условие (3-7) учитывает возможные значительные разбросы
защитных характеристик существующих предохранителей.
Проделаем такую проверку для трансформатора 10/0,4 кВ
мощностью 250 кВ-А. Из табл. 3-1 находим рекомендуемые
значения: /ном. вс = 40 А — для ПК-10 и /ном. вс = 400 А — для ПН-2.
Одновременно проверим селективность предохранителя ПК-10
с /ном. вс = 32 А, которая рекомендовалась до 1976 г., т. е. до
выпуска нового каталога
предохранителей типа ПК. Рас- с |*wiU
четы сведены в табл. 3-2. ^1 *>
Значения Un вн и tnл нн
определялись по
соответствующим защитным
характеристикам рис. 3-2 и 3-8.
Из табл. 3-2 видно, что
при /ном. вс=32 А не
выполняется условие
селективности (3-7), и поэтому в табл.
3-1 для трансформаторов
этой мощности
рекомендуется /ном. вс = 40 А, что не
противоречит директивным
указаниям [14].
Следует обратить
внимание на то, что защитные
характеристики
предохранителей типа ПК, изданные
в 1976 г., существенно отличаются от ранее изданных
характеристик (1967 г.), приведенных в существующей литературе [5,
11]. Основное отличие состоит в том, что характеристики,
изданные в 1976 г., идут значительно более круто. Для примера на
рис 3-9 показана часть защитных характеристик
предохранителей ПК-Ю для /„ом. вс = 30 А (каталог 1967 г.) и для /ном. вс =
= 32 А (каталог 1976 г.) Штриховой линией показана защитная
Таблица 3-2
Пример проверки селективности плавких предохранителей ПК-Ю и ПН-2
для трансформатора 10/0,4 кВ, 250 кВ * А
20 30
3-8. Защитные характеристики
предохранителей типа ПН-2
Сторона 10 кВ
7ВН» А
100
150
200
300
'пл ВН> с« Для 7ном.вс
32 А
6
0,8
0,35
0,12
40 А
90
4
0,9
0,3
Сторона 0,4 кВ
/ЯЯ» А
2500
3750
5000
7500
'пл НН> с
3
0,4
0,15
0,05
Отношение (3-7)
для /Ном. вс
32 А
2
2
2,3
2,4
40 А
30
10
6
6
51

характеристика для /ном. вс = 40 А (каталог 1976 г.). Сравнивая
характеристики токов 30 и 32 А, можно определить, что при
характерном значении tnn = 5 с значение тока / было равно
примерно 165 А, а теперь —примерно 105 А. Наряду с этим
снизилось значение /Пл при боль-
I t п/
п*
\
Л
0А
\
А
\ У
\
\
J2A\
7П Л
\У(
ч '
N
1967
^
г)
"»-■
ПК-10
-~
I
ших кратностях
пример, при / =
10/ном. вс быЛО tUJX
характеристике
30 А), а при / =
тока. На-
= 300 А или
« 0,4 с (по
для тока
320 А ока-
100
150
200
250
300 А
зывается /пл«0,1 с (по
характеристике для тока 32 А).
Очевидно, что при более
крутых характеристиках
(каталог 1976 г.) труднее
обеспечить селективность
предохранителей ПК с
защитными аппаратами на
Рис. 3-9. Сравнение защитных
характеристик предохранителей типа ПК-Ю
(каталоги 1967 и 1976 гг.)
стороне НН трансформатора, но зато облегчается выполнение
селективной настройки релейной защиты питающей линии по
отношению к предохранителям ПК на
стороне ВН трансформаторов [5, 11].
При установке на стороне 0,4 кВ
трансформатора автоматического
выключателя (автомата) мгновенного действия,
например типа А-3100 или АП-50 с
временем * отключения t0 ^ 0,035 с,
селективность между предохранителями типа ПК
с /ном. вс, принятыми по табл. 3-1, и
этими автоматами обеспечивается даже при
максимально возможных токах к. з. за
трансформатором.
При установке на стороне 0,4 кВ
трансформатора селективного автомата,
например типа АВМ, минимальное
время действия которого составляет 0,25 с,
требуется индивидуальная проверка
селективности между предохранителями
ПК на стороне ВН и автоматами на
стороне НН. Проверка должна
производиться путем сопоставления их защитных
характеристик при всех реально возможных значениях тока к. з.
за трансформатором, поскольку время срабатывания
селективных автоматов, так же как и у предохранителей, зависит от
значения тока к. з.
Особенно важно обеспечить селективность между
предохранителями ПК и автоматами 0,4 кВ на двухтрансформаторных
подстанциях (рис. 3-10). Типовые подстанции с предохраните-
Рис. 3-10. Схема двух-
трансформаторной
подстанции 10(6)/0,4 кВ
с АВР на секционном
автоматическом
выключателе (САБ)
52

лями ПК-6 или ПК-10 выполняются с двумя трансформаторами
мощностью по 400 или 630 кВ-А. Если вести расчет по
металлическому трехфазному к. з., оказывается, что предохранитель
ПК с /ном.вс = 80 А на трансформаторе 630 кВ-А расплавится
за 0,4 с, а предохранитель с /ном. вс = 50 А на трансформаторе
400 кВ-А — за 0,2 с. При этом очевидно, что не может быть
обеспечена селективность не только с селективным автоматом
на вводе 0,4 кВ своего трансформатора, но даже с секционным
автоматом CAB. В этом случае возможно либо не применять
предохранители на стороне ВН, либо не считаться с малой
вероятностью металлического трехфазного к. з. на секции 0,4 кВ,
а расчет вести по к. з. через переходное сопротивление (§ 2-6).
Тогда, например, для трансформатора 630 кВ-А получится *Пл«
« 1,5 с, что обеспечит селективность между предохранителем и
селективным автоматом.
Проверка селективности между релейной защитой питающей
линии и плавкими предохранителями трансформаторов
подробно рассмотрена в работе [5].
В заключение следует напомнить директивные указания
[14], в которых говорится о том, что при неоднократном
перегорании правильно выбранных предохранителей из-за
перегрузки трансформатора ни в коем случае нельзя заменять их
предохранителями на больший номинальный ток, а необходимо»
принимать меры к разгрузке трансформатора или к замене его
трансформатором большей мощности. При замене
трансформаторов необходимо одновременно производить замену
предохранителей в соответствии с мощностью вновь устанавливаемого
трансформатора. Дежурный и ремонтный персонал должен быть
обеспечен таблицами, в которых указаны номинальные токи
плавких вставок для всех установленных трансформаторов,
а также достаточным количеством запасных калиброванных
предохранителей и калиброванных плавких вставок.
3-4. Защита трансформаторов 35 кВ
плавкими предохранителями типа ПСН-35
Стреляющие предохранители типа ПСН-35 получили
довольно широкое распространение в 50—60-х годах. И сейчас еще
число трансформаторов, защищаемых этими предохранителями,
составляет несколько тысяч. Однако опыт эксплуатации ПСН-35
выявил их высокую повреждаемость из-за старения плавких
вставок, а также большую вероятность излишних
(неселективных) срабатываний при к. з. на линиях 6(10) кВ, отходящих от
трансформаторов относительно большой мощности. Поэтому
в настоящее время область их применения ограничена
трансформаторами мощностью до 1 MB-А включительно. Вместо
предохранителей ПСН-35, снятых с производства, сейчас
53

выпускаются предохранители ПС-35МУ1, в которых
используются плавкие вставки предохранителей ПСН-35.
На рис. 3-11 приведена схема подстанции с одним
трансформатором, на стороне 35 кВ которого установлены плавкие
предохранители 3, а на стороне 10(6) кВ — включатель 4 с
релейной защитой. Питание трансформатора осуществляется от сети
35 кВ через выключатели / и 2, оборудованные устройствами
релейной защиты. Отходящие линии 10(6) кВ с
выключателями 5 также имеют релейную защиту, действующую, как
правило, с выдержкой времени.
*) 1 г
8Л-35КВ
Г
\г
zi*4
Ml
.5
Г '
I
I
I
I
t
v "
li N
-J-t I
i
-2
л
i\
zoo
600
WOO A
Рис. 3-11. Схема сети 35 кВ (а) и карта селективности (б) для
проверки селективности работы предохранителей типа ПСН-35 и
релейной защиты питающих и отходящих элементов
Предохранители ПСН-35 и их плавкие вставки выбираются
в соответствии с условиями (3-3) и (3-4), а затем в соответствии
с условиями обеспечения селективности между релейной
защитой питающей линии (на выключателе 2, рис. 3-11) и ПСН-35
(3), а также между ПСН-35 (3) и релейной защитой на стороне
НИ трансформатора (4) или, в крайнем случае, — релейной
защитой отходящих линий (5). Кроме того, выбранная плавкая
вставка должна обеспечивать надежную защиту трансформатора
от токов к.з., т.е. плавиться за меньшее время, чем допустимо
по условию (1-1). При невозможности выполнить это условие
и одновременно обеспечить селективность между ПСН-35 и
устройствами релейной защиты плавкие предохранители ПСН-35
не должны применяться.
Проверку селективности между предохранителями и
релейной защитой наиболее удобно и наглядно выполнять путем
построения карты селективности (рис. 3-11,6). По горизонтальной
оси (абсцисс) откладываются первичные фазные токи,
отнесенные к напряжению одной из сторон трансформатора, а по
вертикальной оси (ординат) — выдержки времени. Токи
срабатывания всех защитных устройств должны быть приведены к одно-
54

му и тому же выбранному напряжению. На карте селективности
показывается значение максимального тока к. з. за
трансформатором 1к\ для которого определяются значения времени
срабатывания защит 2, 4, 5 и времени плавления предохранителя 3,
а затем вычисляются ступени селективности между ними [2, 3,.
5 и 11]. В данном примере селективность не обеспечивается.
Защитные характеристики предохранителей ПСН-35
приведены на рис. 3-12. Нетрудно убедиться в том, насколько
неудобны эти крутопадающие характеристики для обеспечения селек-
20
to
6
4
г
1
0,6
пи
0,2
0,1
0,06
0,04
0f02
п м
>
Ьпл
гтг
U
\\
\i
и>
IF
\\
\\
ё
Н—
<NSj> <h ^ t^
111 1 1 1
1
Ж
ffff
\\М
v\\\
#
ш
\ \И
\\
1 Ml
LL
йШ
Ш\
\ш
nl\
("НИ \
шМ. ^
1W4
щ\
ш
| |П\^
\юо
tV
§
rs
5=
&^
rs&J
рч
sh
iS
\псн
ш
^ iS
_j t :
>
SI
JK
SJN
Thl
A
м.вс\
I
'10 15 20 30 40 60 60100 200 400 7001000
Рис. 3-12. Защитные характеристики предохранителей
типа ПСН-35
тивности с релейной защитой линий 10(6) кВ. Например, длят
трансформатора 35/10 кВ мощностью 1 МВ-А при ак=6,5%
значения тока к.з. на шинах ЮкВ могут практически находиться
в пределах от 250 (Sc = оо) до 200 А, отнесенного к
напряжению 35 кВ. Из рис. 3-12 видно, что даже при значении тока
/ = 200 А предохранители с /ном. вс= 40 или 50 А расплавляются
за время /Пл ~ 0,2 -г- 0,25 с, а предохранители с /ном. вс = 75 А
имеют <пл « 0,8 с. Причем 75 А составляют 4,5 /номгр! Но и при
такой вставке время /Пл=0,8 с позволяет принять для защит
линий 10 кВ лишь самое минимальное время срабатывания:
/с. з « 0,4 с, что далеко не всегда возможно. Кроме того, нельзя
обеспечить селективность между ПСН-35 и защитой ввода ЮкВ
трансформатора, так как для нее придется выбрать время
срабатывания не менее 1 с (на ступень селективности больше, чем
у защит линий 10 кВ).
55-

С точки зрения селективности лучше было бы принять
предохранитель с еще большим значением тока: /НОм. вс=100 А.
Однако у этой вставки при токе / = 200 А время tnn « 20 с, а
допустимое для трансформатора время прохождения такого
тока, согласно условию (1-1), равно всего лишь Юс.
Следовательно, плавкая вставка с /НОм. вс = 100 А не может быть принята.
Еще труднее обеспечить селективность для защиты
трансформатора большей мощности— 1,6 MB-А. Плавкая вставка с/ном. вс—
= 100 А не может быть принята, так как при прохождении
через трансформатор опасных токов к. з., равных 200 А (7,5 /ном. тР)
и менее, трансформатор может повредиться раньше, чем
сработает предохранитель. А применение вставки с /ном. вс = 75 А
реально обеспечивает лишь /пл = 0,2 -г- 0,35 с, что, разумеется, не
может обеспечить селективность при к. з. на отходящих линиях
10(6) кВ [11, 13, 16]. Поэтому более 10 лет назад в Минэнерго
СССР было принято решение не применять ПСН-35 на
трансформаторах мощностью более 1,6 MB-А, а на трансформаторах
меньшей мощности устанавливать эти предохранители только
при обязательном условии обеспечения селективности между
предохранителями и релейной защитой питающих и отходящих
линий.
Наряду с этим ведутся работы по усовершенствованию
предохранителей ПСН таким образом, чтобы предохранитель
выполнял только задачу гашения электрической дуги, а выявление
аварийного режима производила бы релейная защита. Такие
предохранители получили название управляемых (УПСН).
В них предусмотрен специальный механизм, разрывающий
плавкую вставку по команде релейной защиты.
Предложена также новая конструкция плавкой вставки для
ПСН-35 и ПС-35МУ1, которая может расширить область
применения этих предохранителей и обеспечить их более высокую
надежность, чем при существующих плавких вставках [17].
В некоторых случаях селективность существующих ПСН-35
с релейной защитой отходящих линий 10(6) кВ может быть
обеспечено благодаря применению на отходящих линиях
селективных или неселективных отсечек с АПВ [5].
3-5. Защита трансформаторов 110 кВ с помощью
открытых плавких вставок и предохранителей
Открытые плавкие вставки предназначены для защиты
трансформатора от токов к. з. и для его автоматического отделения
от питающей линии. Они были разработаны и внедрены в Челяб-
энерго в 1960 г. и до сих пор находят применение на
передвижных и временных подстанциях благодаря простоте и малой
стоимости, а также высокой надежности действия [13 и 18].
Открытые плавкие вставки выполняются из трех отрезков
алюминиевой проволоки длиной 1200—1500 мм, закрепляемых
5G

на изолированных кронштейнах без натяга с естественным
провесом. Над плавкими вставками устанавливается заземленная
стальная перекладина, образующая так называемые заземлен-
ные ворота. При перегорании вставки на одной из фаз
образуется электрическая дуга, которая перебрасывается на эти ворота
и на плавкие вставки других фаз. Возникшее к. з. на землю (на
заземленные ворота) вызывает действие релейной защиты и
отключение питающей линии 110 кВ. После ее отключения, во
время так называемой бестоковой паузы, дуга гаснет,
обеспечивая успешное АПВ линии. Возможны случаи, когда уцелевшие
плавкие вставки перегорят сразу же после АПВ линии, в
результате чего трансформатор
отключится всеми фазами, а
линия останется в работе. Для
этой цели время плавления /пл
вставок не должно превышать
0,2 с при к. з. на выводах ВН
трансформатора.
Сечение алюминиевой
проволоки для вставки
определяется по эмпирическому
выражению [13]:
5 = 0,052/НОМ.ВС, (3-8)
где s — сечение, мм2; /НОм. вс —
номинальный ток вставки, А.
Номинальный ток плавкой
вставки
/ном. бс === 'к. макс/A» («3"У)
где /к3)макс — максимальный ток трехфазного к. з. за
трансформатором, А; этот ток определяется по выражениям (1-2) или
(2-1); /С =///ном. вс — кратность тока к. з. к номинальному току
вставки, соответствующая такому времени плавления f™,
которое требуется для обеспечения селективности между вставками
и релейной защитой на вводе 10(6) кВ трансформатора.
Кратность К определяется по защитной характеристике
открытых плавких вставок [13], часть которой приведена на
рис. 3-13. Например, требуется, для селективной настройки
защит время плавления вставки /пл=2 с. Этому значению /Пл
соответствует /(==6. Для трансформатора ПО кВ мощностью
2,5 MB-А значение /к3)макс=126 А, отнесенного к напряжению
ПО кВ (без учета сопротивления системы, которое обычно очень
мало по сравнению с большим сопротивлением трансформатора
такой мощности). В соответствии с выражением (3-9) /ном. вс =
= 126/6 = 21 А. Сечение проволоки вставки, согласно
выражению (3-8), 5 = 0,052-21 = 1,1 мм2. Диаметр проволоки d
вычисляется по известному выражению s = яг2, где г = d/2 — радиус
Ипл
\
\\
и
1
!
.X
!
|
1
1
г т
j
1
j
• т 1
Н =
1
—
—1
ном. ее ~1
1 1
И 1—I 1 1 L__J I 1 I i L_J
4 5 6 7 8 9 10
Рис. 3-13. Защитная характеристика
открытых плавких вставок 110 кВ
57

круга, а я = 3,14 — отношение длины окружности к ее
диаметру. В данном примере d = 1,2 мм.
Таким образом, в отличие от предохранителей открытые
плавкие вставки не производят гашения электрической дуги,
возникшей после их расплавления. Это вызывает необходимость
отключения питающей линии и является недостатком открытых
плавких вставок.
В последнее время отечественная промышленность начала
выпуск модернизированных стреляющих предохранителей типа
ПС-110У1, предназначенных для защиты трансформаторов
ПО кВ.
Глава четвертая
ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
4-1. Типы релейной защиты трансформаторов
Для защиты понижающих трансформаторов от повреждений
м ненормальных режимов в соответствии с Правилами [1] и на
основании расчета применяются следующие основные типы
релейной защиты.
1. Продольная дифференциальная защита — от коротких
замыканий в обмотках и на их наружных выводах, для
трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 MB-А и выше; с
действием на отключение трансформатора.
2. Токовая отсечка без выдержки времени — от коротких
замыканий на наружных выводах ВН трансформатора со стороны
питания и в части обмотки ВН, для трансформаторов, не
оборудованных продольной дифференциальной защитой; с действием
на отключение.
3. Газовая защита — от всех видов повреждений внутри
бака (кожуха) трансформатора, сопровождающихся
выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения
уровня масла, для масляных трансформаторов мощностью, как
правило, 6,3 MB-А и выше; с действием на сигнал и на
отключение.
4. Максимальная токовая защита (с пуском или без пуска
по напряжению) — от сверхтоков, обусловленных внешними
междуфазными короткими замыканиями на сторонах НН или СН
трансформатора, для всех трансформаторов, независимо от
мощности и наличия других типов релейной защиты; с действием на
отключение.
5. Специальная токовая защита нулевой последовательности,
устанавливаемая в нулевом проводе трансформаторов со схемой
58

соединения YA* и &/¥ ~ от однофазных к. з. на землю в сети:
##, работающей с глухозаземленной нейтралью (как правило,
0,4 кВ); с действием на отключение.
6. Максимальная токовая защита в одной фазе — от
сверхтоков, обусловленных перегрузкой, для трансформаторов
начиная с 400 кВ-А, у которых возможна перегрузка после
отключения параллельно работающего трансформатора или после-
срабатывания местного или сетевого АВР; с действием на сигнал
или на автоматическую разгрузку.
7. Сигнализация однофазных замыканий на землю в обмотке*
ВН или на питающем кабеле трансформаторов, работающих
в сетях с изолированной нейтралью (с малым током замыкания
на землю), к которым относятся сети 3—35 кВ.
Наиболее важные защиты — дифференциальная и газовая —
могут применяться и на трансформаторах мощностью менее
6,3 MB-А. Так, например, Правила [1] разрешают
предусматривать дифференциальную защиту на трансформаторах 1—
2,5 MB-А в тех случаях, когда токовая отсечка не удовлетворяет
требованиям чувствительности (§ 5-2), а максимальная токовая
защита имеет выдержку времени tc. з ^ 0,6 с. Газовую защиту
также стремятся устанавливать на трансформаторах меньшей
мощности: от 1 до 4 MB-А, а на внутрицеховых
трансформаторах — начиная с 630 кВ-А.
Таким образом, на понижающих трансформаторах релейная
защита осуществляется с помощью нескольких типов защит,
дополняющих и резервирующих друг друга. Такое резервирование
называется ближним [14]. Оно осуществляется не только
установкой на трансформаторе (или на другом элементе) двух
защит, действующих при одних и тех же видах повреждений, но и
путем разделения их цепей, например включения продольной
дифференциальной и максимальной токовых защит на разные
трансформаторы тока, применения разных источников
оперативного тока, установки двух выходных реле [14]. Для повышения
эффективности ближнего резервирования следует стремиться
к повышению чувствительности защит, к применению более
совершенных типов защиты, например дифференциальной защиты
вместо токовой отсечки для трансформаторов мощностью менее
6,3 MB-А.
Перечисленные типы защит рассматриваются в
соответствующих главах. Примеры сочетания нескольких типов защит на
трансформаторе приведены на рис. 4-1.
Наряду с ближним резервированием защита понижающего
трансформатора должна осуществлять дальнее резервирование,
т. е. действовать при к. з. в сети НН или СН в случаях отказа
собственной защиты или выключателя поврежденного элемента
этих сетей. Осуществлять дальнее резервирование способны
лишь защиты с относительной селективностью [2]. Из
перечисленных защит трансформаторов к ним относятся только
59

максимальная токовая защита от внешних междуфазных к. з.
(п. 4) и специальная токовая защита нулевой
последовательности от однофазных к. з. на землю в сети 0,4 кВ (п. 5). При
разработке схем этих защит и при выборе параметров
срабатывания (уставок) следует стремиться к увеличению их
чувствительности. Для повышения эффективности дальнего резервирования
могут применяться и более сложные типы защит:
дистанционные, фильтровые токовые защиты обратной последовательности,
как это сейчас делается для мощных трансформаторов и
автотрансформаторов.
*)
ТТЯ
35-110 кд
5)
ТА
\тнв
и
3-10 кВ
т.
я
| 6-35 кВ
-**\т\тв
и
Н'
тн
0,23-0,6$ кВ
Рис. 4-1. Типы защит понижающих трансформаторов
с высшим напряжением 35—110 кВ (а) и 6—35 кВ (б)
ТД—токовая дифференциальная; ТНВ — максимальная
токовая с пуском по напряжению с выдержкой времени; Г
—газовая; Г— токовая отсечка; Г0В —специальная токовая
защита нулевой последовательности от к. з. на землю
Однако до сего времени в целом проблема дальнего
резервирования полностью не решена. Современные защиты
трансформаторов далеко не во всех случаях обладают достаточной
чувствительностью при к. з. на отходящих реактированных
кабельных линиях 6 и 10 кВ или при удаленных к. з. на длинных
сельских линиях 6 и 10 кВ. В свою очередь повреждения
внутри и за понижающими трансформаторами относительно малой
мощности очень часто не резервируются защитами питающих
линий. Это вынужденно допускается Правилами [1]. Тем
большее значение приобретает надежное функционирование
собственных защит каждого элемента и их взаимное резервирование,
4-2. Способы присоединения понижающих
трансформаторов к питающей сети
Способ присоединения понижающего трансформатора к
питающей сети оказывает существенное влияние на выполнение
защиты трансформатора.
60

Присоединение понижающих трансформаторов к питающей
линии или шинам может осуществляться в соответствии с
Правилами [1] с помощью:
выключателей, способных отключать токи к. з.;
плавких предохранителей или открытых плавких вставок;
автоматических отделителей или выключателей нагрузки,
предназначенных для отключения трансформатора в бестоковую
паузу.
Присоединение трансформаторов к сети через плавкие
предохранители или открытые плавкие вставки рассмотрено в гл. 3.
Рис. 4-2. Схемы присоединения понижающего трансформатора
к питающей сети: с помощью выключателя (а) и отделителя
с короткозамыкателем (б и в)
Для трансформаторов с высшим напряжением 6 и 10 кВ
выключатели на стороне ВН устанавливаются в тех случаях, когда
производятся частые операции включения — отключения,
например на подстанциях промышленных предприятий.
При высшем напряжении 35 кВ для трансформаторов
1,6 MB-А и более могут предусматриваться два способа
присоединения к сети: через выключатель 35 кВ со встроенными в его
вводы трансформаторами тока (рис. 4-2, а) или через
автоматический отделитель ОД с установкой двухфазного короткозамы-
кателя КЗ (рис. 4-2,6). В последнем случае при повреждении
в трансформаторе, его релейная защита дает команду на
включение КЗ, после чего срабатывает релейная защита питающей
линии ВЛ-35 кВ, и отключается выключатель В этой линии.
Наступает бестоковая пауза, во время которой автоматика дает
команду на отключение ОД, а линия включается снова от
устройства АПВ.
Выбор той или иной схемы включения определяется технико-
экономическим сравнением вариантов. Например, при
отсутствии у защищаемого трансформатора встроенных
трансформаторов тока 35 кВ (ТВТ-35) может оказаться более целесообразным
61

выполнить схему 4-2, а, чем 4-2, б, поскольку в последней
требуются дорогостоящие выносные (отдельно
устанавливаемые) трансформаторы тока. Надо отметить, что недавно
появилась возможность выполнения простой максимальной токовой
защиты трансформатора с помощью так называемых магнитных
трансформаторов тока (датчиков) типа ТВМ. При
использовании этой защиты (типа МТЗ-М, § 8-6) применяется схема 4-2, б.
Присоединение к сети понижающих трансформаторов с
высшим напряжением 110 кВ осуществляется, главным образом,
через отделители в связи с высокой стоимостью и сложностью
обслуживания выключателей ПО кВ. Для отключения
поврежденного трансформатора от сети необходима бестоковая пауза,
во время которой отключается отделитель. Для создания
бестоковой паузы применяется один из двух способов [1]: установка
короткозамыкателя КЗ (рис. 4-2, в) или передача
отключающего сигнала на выключатели питающей линии; однако и при
этом способе рекомендуется устанавливать короткозамыкатель
для резервирования отказа устройства передачи отключающего
сигнала (телеотключения).
При выборе того или другого способа учитывается ряд
факторов [1], в том числе:
ответственность питающей линии и допустимость
искусственного создания на ней металлического к. з. (причем более
опасного вида; например, однофазное к. з. в трансформаторе после
включения короткозамыкателя на другой фазе превращается
в двухфазное к. з. на землю, значительно более опасное с точки
зрения сохранения устойчивости параллельной работы
генераторов энергосистемы);
удаленность подстанции от питающего конца линии и
способность выключателя линии отключать близкие к. з. и др.
Для питания релейной защиты трансформаторов ПО кВ на
стороне ВН могут применяться трансформаторы тока:
встроенные во вводы трансформатора (ТВТ-110);
выносные (ТФН-ПО, ТФНД-110);
накладные (ТОНД-110);
магнитные датчики (ТВМ).
Наиболее часто используются встроенные трансформаторы
тока ТВТ-110, обязательно устанавливаемые на современных
трансформаторах в соответствии с ГОСТ 12965—74. Встроенные
и выносные трансформаторы тока позволяют осуществить
любой набор токовых защит трансформатора, указанных в § 4-1.
Эти трансформаторы тока могут быть также использованы в
качестве источников оперативного тока (§ 4-5).
Накладные трансформаторы тока, предложенные Челябэнер-
го в период отсутствия встроенных трансформаторов тока ТВТ,
позволяют осуществить практически только максимальную
токовую защиту трансформаторов, причем с реле времени
переменного напряжения (типа ЭВ-235), создающего выдержку вре-
62

тиени при отпадании якоря. Эта схема сейчас не применяется
из-за большой вероятности излишних (неселективных)
срабатываний (§ 8-3). Накладные трансформаторы тока для новых
подстанций, как правило, не предусматриваются.
Подстанции без выключателя на стороне ВН
трансформатора называются упрощенными. Они могут включаться на
ответвления (отпайки) от питающих линий (рис. 4-2, б) или на
шины подстанций, включенных (врезанных) в питающую линию
(рис. 4-2, в).
4-3. Структурная схема релейной
защиты трансформаторов
Релейная защита трансформаторов может выполняться с
помощью вторичных реле прямого или косвенного действия.
Вторичными называются реле, включенные через измерительные
трансформаторы тока и напряжения.
Реле прямого действия выполняют функции измерительного
органа тока (напряжения) и одновременно — электромагнита
отключения выключателя (50). В СССР выпускаются
вторичные токовые реле прямого действия мгновенные (РТМ) и с
выдержкой времени (РТВ). Они используются для защиты
понижающих трансформаторов с высшим напряжением 6 и 10 кВ,
имеющих на стороне ВН выключатель. В некоторых случаях
с помощью реле прямого действия осуществляется защита
трансформаторов 35 кВ также при наличии выключателя на
стороне ВН.
Токовые реле прямого действия используются для
выполнения токовой отсечки и максимальной токовой защиты (без
пускового органа напряжения) на трансформаторах мощностью,
как правило, не более 1 MB-А. Это объясняется тем, что реле
прямого действия менее точные, чем реле косвенного действия,
имеют меньший коэффициент возврата и, следовательно, защита
с реле прямого действия получается менее чувствительной
(§ 8-4). Схема защиты с реле прямого действия очень проста
(рис. 4-3, а).
Релейная защита с реле косвенного действия имеет
значительно более сложную схему (рис. 4-3,6). Измерительная часть
защиты состоит из измерительных органов (реле), которые
непрерывно получают информацию о состоянии защищаемого
объекта от трансформаторов тока ТТ и трансформаторов
напряжения ТН. Когда измеряемая величина (ток, напряжение)
достигнет заранее заданного значения, называемого параметром
срабатывания или уставкой, измерительный орган срабатывает
и подает сигнал на логическую часть защиты.
Логическая часть релейной защиты предназначена для
выполнения логических операций сложения, умножения, отрицания
и задержки.
63

Логическая операция сложения осуществляется элементом
ИЛИ и соответствует параллельному соединению замыкающих
контактов двух или трех реле (рис. 4-4, а). Эта операция
осуществляется, например, в схемах максимальных и
дифференциальных токовых защит трансформаторов, в которых для от-
а)
»8
Р-ЭО
3
в)
вСу
TT,t
rrJ
so
-О-
Отключение В*
Измеритель\
мая часть
А А
Логическая]
часть
i
I
I I
Исполнитель-Y
ный орган Ц"
Z
Источник
питания
кР1
¥+\Сигнальь
\Сигнальныи\—'
орган
эо у
Отключение д2
\ТН
Рис. 4-3. Функциональные схемы релейной защиты понижающего
трансформатора с реле прямого действия (а) и косвенного действия (б)
Выход
ключения трансформатора достаточно срабатывания хотя бы
одного из токовых реле: Л, или В, или С.
Логическая операция умножения осуществляется логическим
элементом И и соответствует последовательному соединению
замыкающих контактов (рис.
4-4,6). Такая операция
используется, например, в схеме
максимальной токовой
защиты Т с пусковым органом
напряжения Н. Для отключения
трансформатора необходимо,
чтобы сработали
одновременно и токовый орган Т и орган
напряжения Я.
Логическая операция
отрицания НЕ выполняется в тех
случаях, когда необходимо
запретить действие какого-либо
одного устройства при срабатывании другого. Например,
запретить автоматическое повторное включение (АПВ)
трансформатора при действии его газовой и дифференциальной защит,
поскольку АПВ поврежденного трансформатора опасно и
нецелесообразно. Эта операция осуществляется с помощью промежу-
Рис. 4-4. Примеры выполнения
логических операций с помощью
контактных схем и условные обозначения
логических операций
64

точного реле РП, размыкающий контакт которого включается
в выходную цепь запрещаемого устройства защиты или
автоматики (рис. 4-4, в).
Логические операции задержки выполняются в основном
с помощью различных органов (реле) времени, а при
небольших задержках — с помощью специальных промежуточных реле.
Логическая часть действует на отключение выключателей
или включение короткозамыкателей через исполнительный орган
защиты, в задачу которого входит усиление и размножение
командных сигналов. Исполнительный орган состоит из двух или
трех промежуточных реле, контакты которых рассчитаны на
относительно большие токи, потребляемые ЭО (ЭВ) выключателей
и короткозамыкателей. Исполнительный орган действует таким
образом, чтобы отключить поврежденный трансформатор со
всех сторон (рис. 4-3,6).
Сигнальный орган защиты предназначен для фиксирования
и сигнализации срабатывания отдельных элементов и всей
защиты в целом. По сигналам этого органа дежурный персонал
узнает о повреждениях и ненормальных режимах на подстанции,
а персонал службы релейной защиты анализирует действия
защитных устройств.
Логическая часть, исполнительный и сигнальный органы
защиты, а также электромагниты управления коммутационных
аппаратов требуют источника питания, который обеспечивает
их оперативным током (§ 4-4). Для измерительной части,
выполненной на полупроводниковых элементах, также требуется
источник питания (штриховая линия на рис. 4-3, б).
4-4. Оперативный ток
на трансформаторных подстанциях
Оперативным называется ток, обеспечивающий работу
логической (в ряде случаев и измерительной) части релейной
защиты, ее исполнительного и сигнального органов, а также
электромагнитов управления коммутационных аппаратов (рис.4-3, б).
Очевидно, что надежное функционирование устройства релейной
защиты в целом во многом определяется надежностью
источников питания и схемы оперативного тока.
Источники оперативного тока должны всегда, в любых
аварийных режимах обеспечивать такие значения напряжения и
мощности, которые гарантируют надежное действие защиты и
электромагнитов управления коммутационных аппаратов.
На подстанциях распределительных сетей могут
применяться следующие виды оперативного тока и их источники:
постоянный — аккумуляторные батареи;
переменный — измерительные трансформаторы тока ТТ и
трансформаторы напряжения 77/, а также трансформаторы
собственных нужд ТСН\
3 М. А. Шабад
65

выпрямленный — блоки питания (токовые БПТ и напряжения
БПН) и другие выпрямительные устройства;
ток разряда конденсаторов — предварительно заряженные
конденсаторы, собранные в блоки БК, совместно с блоками для
заряда конденсаторов УЗ или БПЗ.
Из всех перечисленных источников оперативного тока
принципиально самым надежным является аккумуляторная батарея,
так как она обеспечивает питание защитных устройств с
необходимыми значениями напряжения и мощности во время самых
тяжелых аварийных режимов, когда на подстанции может
полностью исчезнуть первичное напряжение. Аккумуляторная
батарея по праву издавна считается автономным (независимым)
источником оперативного тока. Однако при массовом
строительстве в нашей стране понижающих подстанций потребовалось
бы очень много аккумуляторных батарей, которые стоят
значительно дороже других источников оперативного тока, требуют
специальных помещений, зарядных агрегатов, специалистов для
обслуживания. Из опыта эксплуатации известно, что только
при систематическом квалифицированном обслуживании
аккумуляторная батарея является надежным источником
оперативного тока. Поэтому в настоящее время на понижающих
подстанциях 35—ПО кВ распределительных сетей аккумуляторные
батареи, как правило, не применяются, что соответствует
указаниям [1]. Исключение могут составлять подстанции с
тяжелыми масляными выключателями ПО кВ (например, типа МКП),
которые требуют для включения мощный независимый источник
постоянного оперативного тока.
Источники переменного оперативного тока — ТТ,ТН иТСН —
могут обеспечить надежное питание защитных устройств только
в случае их совместного применения. При междуфазных к. з.,
сопровождающихся увеличением тока и глубоким снижением
напряжения, очевидно, нельзя использовать в качестве
источников оперативного тока ТН и ТСН, включенные на стороне НН
или СН трансформаторной подстанции, но можно использовать
7Т, установленные для защиты трансформатора (рис. 4-5,а).
Успешно применяется так называемая схема с дешунтирова-
нием ЭО (ЭВ), в которой ТТ являются источниками
оперативного тока для максимальных и. дифференциальных токовых
защит, действующих при междуфазных к. з. Принцип работы и
область применения этой схемы рассмотрены в § 4-5.
При других видах повреждения, например при витковом
замыкании в обмотке трансформатора или уходе масла из-за
неисправности бака трансформатора, а также при
перегрузках напряжение на -подстанции не снижается, поэтому ТН
и ТСН вполне могут быть использованы в качестве источников
оперативного тока для газовой защиты, а также
максимальной токовой защиты от сверхтоков, обусловленных
перегрузкой.
66

По этому же принципу строится схема питания защитных
устройств выпрямленным оперативным током (рис. 4-5,6).
Токовый блок питания БПТ обеспечивает выпрямленное
напряжение на общих шинках оперативного тока «+» и «—» при
междуфазных коротких замыканиях, сопровождающихся большими
токами через ТТ. Блок питания БПН включен на переменное
напряжение трансформатора собственных нужд ТСН и
обеспечивает выпрямленное напряжение на тех же шинках оперативного
тока при таких повреждениях и ненормальных режимах, при
которых напряжение на шинах НН подстанции сохраняется
нормальным или близким к нормальному (витковые замыкания
а)
К защит аИ^
30, S3
Рис. 4-5. Источники переменного (а) и выпрямленного (б)
оперативного тока
ТСН — трансформатор собственных нужд; БК~ блоки предварительно
заряженных конденсаторов; УЗ —зарядное устройство; БПТ, БПН—блоки
питания
в трансформаторе, перегрузка, уход масла). Блок БПН
обеспечивает выпрямленное напряжение также для операций
оперативного включения и отключения коммутационных аппаратов.
От общих шинок выпрямленного оперативного тока получают
питание все устройства релейной защиты, электромагнит
отключения выключателя В, электромагнит включения короткозамы-
кателя КЗ. Схемы включения БПТ и БПН рассмотрены в § 4-7.
Однако на современных подстанциях распределительных
сетей могут возникать такие аварийные режимы, во время
которых на подстанции нет напряжения и не проходит ток к. з.
И именно в таком режиме должна действовать специальная
автоматика и должны отключаться выключатели или
автоматические отделители. Наиболее характерным примером является
действие автоматики отделителя ОД, через который
понижающий трансформатор подключен к питающей линии (рис. 4-6).
Автоматический отделитель АОД представляет собой обычный
разъединитель с приводом и с несколько увеличенными
расстояниями между полюсами, который не способен отключать токи
к.з. и даже токи нагрузки трансформатора. Автоматический
отделитель должен отключаться только во время бестоковой
3*
67

фт
В Л-110 Kb
Отключение
ааузы, т.е. тогда, когда трансформатор находится без тока
нагрузки и без напряжения.
Рассмотрим работу автоматики АОД, обеспечивающей
отключение отделителя ОД в бестоковую паузу (рис. 4-6). При
к.з. в трансформаторе и действии его релейной защиты РЗТ
включается короткозамыкатель КЗ. Источниками оперативного
тока для этой операции могут служить трансформаторы тока
ТТ (при действии дифференциальной или максимальной
токовой защиты) или трансформатор ТСН (при действии газовой
защиты). После включения КЗ действует защита питающей
линии РЗЛ и отключает
выключатель В линии ВЛ-110 кВ,
после чего на
рассматриваемой подстанции полностью
исчезает напряжение и ток до
момента работы АПВ линии.
Для того чтобы в этот
промежуток времени, называемый
бестоковой паузой, отключить
отделитель, необходим
независимый источник оперативного
тока. Таким источником
может быть, кроме
аккумуляторной батареи,
предварительно заряженный
конденсатор БК (рис. 4-6).
Накопленная в конденсаторе энергия
сохраняется в течение
достаточно длительного времени
(минуты) после полного исчезновения напряжения на
подстанции и прекращения заряда конденсатора зарядным
устройством УЗ. Эта энергия используется для отключения ОД в
бестоковую паузу.
Предварительно заряженные конденсаторы применяются
в качестве независимого источника оперативного тока
практически на всех упрощенных подстанциях, причем в ряде случаев не
только для отключения ОД в бестоковую паузу, но также для
обеспечения работы токовых защит трансформатора и
включения КЗУ если схема с дешунтированием ЭО (ЭВ) не может быть
использована (§ 4-5). Энергия предварительно заряженных
конденсаторов широко используется и в схемах автоматики
распределительных сетей [б]. Устройства для заряда конденсаторов
рассмотрены в § 4-6.
Таким образом, на типовой упрощенной подстанции
распределительных сетей 35—ПО кВ используется несколько
источников оперативного тока, взаимно дополняющих друг друга и
обеспечивающих надежную работу защитных устройств и
коммутационных аппаратов во всех возможных режимах,
Рис. 4-6. Структурная схема
оперативного тока для питания цепей
автоматики отключения отделителя
ОД(АОД)
68

4-5. Трансформаторы тока как источники
оперативного переменного тока
Трансформаторы тока используются в качестве источников
оперативного переменного тока в схемах с дешунтированием
электромагнитов управления ЭО и ЭВ. Принцип действия этой
схемы заключается в том, что в нормальном режиме
электромагнит управления зашунтирован контактами специального реле
и через него не проходит ток, а при к. з. после срабатывания
специального реле этот электромагнит дешунтируется, через
него проходит ток и он срабатывает. На рис. 4-7, а схема с
дешунтированием ЭО (ЭВ)
показана при нормальном
режиме, когда по
защищаемому элементу проходит
рабочий ток /раб.
Электромагнит ЭО зашунтирован
размыкающим контактом /
специального реле Р.
Дополнительно цепь ЭО
разомкнута замыкающим
контактом 2 этого же реле для
того, чтобы на ЭО не было
подано напряжение и не
создавалась возможность
излишнего срабатывания
ЭО при нарушении цепи
шунтирующего контакта /.
В этом режиме вторичный
ток /граб проходит только
через реле Р.
При возникновении к. з. на защищаемом элементе
(трансформаторе, линии) реле Р срабатывает и переключает свои
контакты / и 2 в положение, показанное на рис. 4-7, б. При
переключении сначала замыкается контакт 2, а затем размыкается
контакт / для того, чтобы не создавался даже кратковременно
опасный режим работы трансформатора тока ТТ с разомкнутой
вторичной обмоткой. При замыкании контакта 2 и размыкании
контакта / электромагнит ЭО дешунтируется и по нему
проходит тот же вторичный ток к. з. /2к, что и по катушке реле Р.
Применяемые схемы рассчитаны таким образом, что мощность,
отдаваемая трансформатором тока 7Т, достаточна для
срабатывания стандартного ЭО выключателя 6—35 кВ и ЭВ коротко-
замыкателя 35—ПО кВ.
В качестве ЭО выключателей используется либо
специальный электромагнит для схем с дешунтированием (ЭОтт, ТЭО),
либо токовое мгновенное реле прямого действия РТМ.
Наименьший ток срабатывания РТМ равен 5 А, ЭОтт и ТЭО — ЗА.
а)
|Щ_Ь
1раб
в)
ЭО
4Т|[
lH_.1i '*•
Рис. 4-7. Принцип действия схемы
с дешунтированием электромагнита
отключения ЭО (для одной фазы); а —
положение контактов реле Р в
нормальном режиме; б — после срабатывания
реле Р
69

У короткозамыкателей стандартный ЭВ имеет ток
срабатывания 5 или 3 А.
Для схем с дешунтированием электромагнитов управления
применяются два типа реле [19]:
РТ-85, РТ-95 — индукционные реле косвенного действия,
позволяющие осуществить токовую отсечку и максимальную
токовую защиту с обратно зависимой от тока характеристикой
выдержки времени, т. е. двухступенчатую токовую защиту;
РП-341—специальные промежуточные реле со встроенным
маломощным выпрямительным устройством, которые выполняют
роль исполнительного органа и помогают осуществить некоторые
логические операции в схемах дифференциальной защиты и
максимальной токовой защиты с независимой от тока
выдержкой времени.
Эти реле имеют специальные переключающие контакты,
способные переключать ток /2к ^ 150 А при сопротивлении дешун-
тируемых ЭО и ЭВ не более 4,5 Ом. Таким образом,
стандартная схема с дешунтированием может быть использована в тех
случаях, когда максимальное значение тока к. з. /к. макс на
выводах ВН трансформатора и коэффициент трансформации
трансформаторов тока пт таковы, что соблюдается условие
/2к. макс = ^f^< 150 А. (4-1)
Условие (4-1) предполагает, что трансформаторы тока
работают без погрешностей. На самом деле часть тока, проходящего
через первичную обмотку трансформатора тока, не
трансформируется во вторичную обмотку, а расходуется на намагничивание
магнитопровода. Следовательно, фактически
Як. макс = -^SS- - /нам < 150 А, (4-2)
где /нам — ток намагничивания трансформатора тока.
При проектировании новых электроустановок ток h к. макс
вычисляется по условию (4-1) с целью создания некоторого
расчетного запаса. По этому же условию определяется допустимость
применения стандартной схемы с дешунтированием. В условиях
эксплуатации при увеличении мощности питающей системы и,
следовательно, увеличении значения /к. макс допустимо
проверить возможность использования схемы с дешунтированием по
условию (4-2). Методика расчета приведена в работе [5].
После дешунтирования «90 или ЭВ, сопротивление которых
составляет несколько ом, нагрузка на трансформатор тока
резко возрастает (примерно в 10 раз). При этом возрастает ток
намагничивания, а вторичный ток через реле и ЭО (ЭВ)
уменьшается. Для обеспечения надежного действия защиты реле
РП-341 выполняются с самоудерживанием, т.е. они не
возвращаются в исходное положение, даже если возвратятся измерив
70

тельные органы защиты. Возврат самих дешунтирующих реле
РП-341, а также РТ-85, при уменьшении тока h к из-за
возросшей погрешности трансформаторов тока практически
невозможен, поскольку у этих реле очень низкий коэффициент
возврата [5].
Для обеспечения надежного срабатывания ЭО и ЭВ после
их дешунтирования необходимо, чтобы минимальный вторичный
ток к. з. /гк, вычисленный с учетом тока намагничивания,
превосходил ток срабатывания электромагнита, по крайней мере,
в 1,8 раза [1]. На типовых подстанциях 110 кВ с
трансформаторами 2,5 и 6,3 MB-А, а в ряде случаев и большей мощности,
это условие практически не может быть выполнено по
следующим основным причинам:
ток срабатывания большинства установленных ЭВ коротко-
замыкателей составляет 5 А;
минимальные токи к. з. за трансформаторами РПН имеют
пониженные значения (§ 2-5);
коэффициенты трансформации встроенных трансформаторов
тока типа ТВТ-110 начинаются только со значения лт= 100/5,
но практически могут применяться лишь пт ^ 150/5, что
приводит к существенному снижению значений минимального
вторичного тока /гк-
Расчеты показывают, что из-за невозможности обеспечить
надежность срабатывания ЭО и ЭВ по этим причинам схемы
с дешунтированием электромагнитов управления практически не
применимы для двухобмоточных трансформаторов ПО кВ
мощностью до 10 MB-А и трехобмоточных трансформаторов до
16 MB-А, а также для трансформаторов 35 кВ мощностью до
2,5 MB-А [5,20]. Для защиты таких трансформаторов в
качестве источника оперативного тока используются предварительно
заряженные конденсаторы.
4-6. Предварительно заряженные конденсаторы
и зарядные устройства
Предварительно заряженный конденсатор является
независимым (автономным) источником оперативного тока, т. е. он
обеспечивает питание устройства защиты или электромагнита
управления в любых аварийных ситуациях, в том числе при
полном исчезновении напряжения и отсутствии тока к. з. на
защищаемом объекте.
Энергия предварительно заряженных конденсаторов
используется для срабатывания промежуточных реле, включения ко-
роткозамыкателей 35 и 110 кВ, отключения автоматических
отделителей 35—ПО кВ и выключателей б—35 кВ, имеющих
пружинные или грузовые приводы с малым потреблением
электрической энергии. При этом на каждую логическую операцию
требуется самостоятельный блок конденсаторов БК>
71

На рис. 4-8, а показана часть принципиальной схемы
релейной защиты трансформатора, где в качестве источника
оперативного тока использованы предварительно заряженные блоки
конденсаторов БК\—£/Сз. Заряд конденсаторов осуществляется
специальным зарядным устройством УЗ в течение всего периода
нормальной работы подстанции. При повреждении
трансформатора срабатывают измерительные реле защиты Р
(дифференциальной, максимальной токовой, газовой). При замыкании
любого из контактов Р (схема ИЛИ) создается замкнутая цепь
а)
6)
j'V» | *\j
+ L
1 ~6Ki
T ^*
БКг
1 Ё
ВКз
И'
zd уз 1 '
-р /лп
[ ^р Т U
— —л-Н
-Ш />/72 30 п
м*
Ы,
I
КЗ
тр
А
УЗ
тсн
Ь-оо-
J-D
30
////
Рис. 4-8. Часть принципиальной схемы (а) оперативных цепей
релейной защиты и управления трансформатора с предварительно
заряженными конденсаторами БК\ — БКг и поясняющая
схема (б)
разряда конденсаторов БК\ на катушку промежуточного реле
РП, которое срабатывает за счет энергии, запасенной в этих
конденсаторах. При срабатывании реле РП замыкаются его
контакты РП\ и РП2, создавая самостоятельные цепи разряда
конденсаторов £/С2 и БКг, соответственно, на ЭВ короткозамы-
кателя КЗ и ЭО выключателя В (рис. 4-8,6).
Для уменьшения емкости и габаритов конденсаторов
напряжение заряда принято равным 400 В. Тем не менее схема
защиты с предварительно заряженными конденсаторами
получается довольно громоздкой, поскольку на каждую операцию
требуется отдельный блок конденсаторов. Но главным
недостатком является быстрый разряд конденсаторов при исчезновении
напряжения питания зарядного устройства. Особенно это опасно
для однотрансформаторных упрощенных подстанций, теряющих
напряжение при отключении в ремонт питающей линии 35—
ПО кВ. Поскольку ремонт линии происходит в течение
нескольких часов, а разряд конденсаторов до недопустимого уровня мо-
72

жет произойти в течение нескольких минут, к моменту
включения линии и всех подстанций под напряжение защиты всех
трансформаторов оказываются лишенными оперативного тока.
Если на выводах или на шинах НН какого-либо из
трансформаторов произойдет короткое замыкание, защита его не сможет
сработать. Зарядное устройство УЗ, получающее питание от
ТСН (рис.4-8, б),в усло-
1ТТЩ
2Щ
в с
1к1
ш-
УЗ г
ttp3
4
к.
У/А-11
ТСН
<ззе
БК
Мн
иы=о
виях, например,
трехфазного к. з. не будет
заряжать разряженные
конденсаторы.
Отказ защиты
наиболее опасен на
трансформаторах небольшой
мощности (до 10 MB-А
на 110 кВ), обладающих
большим сопротивлением.
К повреждениям за
такими трансформаторами
нечувствительны защиты
питающих линий. Отказ
собственной защиты
такого трансформатора,
как правило, приводит к
его полному разрушению
в результате длительного
прохождения токов к. з.
Для устранения
этого недостатка было
предложено [21] применять
(рис. 4-9):
устройства, получающие питание от ТСН (УЗН), и
устройства, получающие питание от ТТ защищаемого
трансформатора (УЗт).
Принцип сочетания этих устройств аналогичен принципу
использования блоков питания (рис. 4-5,6). Действительно, при
трехфазном или двухфазном к. з. между фазами В и С, на
которые включено УЗН (рис. 4-9), напряжение на входе этого
устройства равно нулю и оно не может осуществлять заряд
конденсаторов Б/(. Но при этом через трансформатор Тр и
трансформаторы тока ТТ идет ток к. з. /к, который трансформируется
и проходит через устройство УЗТ> осуществляющее заряд
конденсаторов БК в этом аварийном режиме.
Устройства типа УЗН выпускаются серийно. До недавнего
времени выпускалось устройство типа УЗ-400 (УЗ-401) с одно-
полупериодным выпрямителем и поляризованным реле для
контроля напряжения. Это устройство не может обеспечить быстрый
Заряд конденсаторов. Время заряда конденсаторов суммарной*
Рис. 4-9. Обеспечение заряда
конденсаторов БК зарядными устройствами,
получающими питание от трансформатора
собственных нужд (УЗН) и от
трансформаторов тока (УЗТ)
два типа зарядных устройств
73

емкостью 200 мкФ по данным Мосэнерго равняется
примерно 10 с. Из-за этого приходится увеличивать время
срабатывания АПВ трансформаторов [5]. В настоящее время
выпускается новое зарядное устройство типа БПЗ-401 [19]. Оно
обеспечивает заряд блоков конденсаторов суммарной емкостью
200 мкФ за 0,05—0,07 с, т. е. за время, меньшее, чем время
срабатывания быстродействующей защиты трансформатора. Это
является большим достоинством устройства БПЗ-401, поскольку
срабатывание измерительных органов защиты прежде, чем
произойдет полный заряд конденсаторов, может привести к отказу
срабатывания электромагнитов управления и, как следствие,
к полному разрушению защищаемого трансформатора.
Устройство типа БПЗ-401 может использоваться
одновременно и как блок питания (§ 4-6).
Наряду с БПЗ-401 был освоен выпуск и БПЗ-402 —
зарядного устройства, получающего питание от ТТ (УЗТ на рис. 4-9).
Это устройство при определенных значениях тока к. з. также
обеспечивает быстрый заряд конденсаторов, однако расчеты
[20, 21] показывают, что БПЗ-402 практически могут
включаться на встроенные трансформаторы тока типа ТВТ только на
трансформаторах ПО кВ мощностью 10 MB-А и более. Это
объясняется тем, что при трехфазном к. з. за трансформатором
меньшей мощности ток повреждения настолько мал, что не
обеспечивает надежной работы БПЗ-402.
Для обеспечения надежного заряда конденсаторов в
условиях включения трансформатора на трехфазное к. з.
предлагались разного рода подзарядные и зарядные устройства,
источником питания которых являлся малогабаритный аккумулятор
напряжением 12 В или около этого значения. Однако
промышленный выпуск подобного устройства не был налажен. При
э<гом надо заметить, что требуется стационарное зарядное
устройство а не переносное, поскольку перед включением
питающей линии может оказаться необходимым зарядить
конденсаторы одновременно на нескольких подстанциях на ответвлениях
от этой линии. В современных условиях обслуживания
нескольких подстанций одной оперативно-выездной бригадой (ОВБ)
это, разумеется, сделать невозможно.
Для обеспечения надежного заряда конденсаторов токами
к.з. в схемах релейной защиты трансформаторов любой
мощности, независимо от значений тока к. з. за трансформатором,
в Ленэнерго разработан (Г. И. Керре и автором) новый блок
заряда конденсаторов типа БЗК-400 (А. с. 736247 (СССР).
Опубл. в Б. И., 1980, № 19). Если в существующем токовом
блоке БПЗ-402 для ограничения до 400 В напряжения заряда
конденсаторов используется принцип феррорезонанса, для
наступления которого требуется ток не менее определенного
значения [20, 21], то в блоке БЗК-400 стабилизация напряжения
заряда конденсаторов осуществляется с помощью тиристора, не
74

допускающего рост напряжения заряда выше 400 В при любом
значении тока к. з.
Поскольку время заряда конденсаторов зависит от значения
тока к. з. на входе устройства, а для трансформаторов 110 кВ
малой мощности со встроенными трансформаторами тока этот
ток может быть весьма мал (5—10 А), в устройстве БЗК-400
имеется управляющий тиристор, разрешающий разряд только
полностью заряженных конденсаторов. Это означает, что в тех
случаях, когда защита сработает прежде, чем полностью
зарядятся конденсаторы, создается задержка на срабатывание
всей схемы (промежуточного реле РПУ ЭВ и ЭО на рис. 4-8, а).
Для самого маломощного трансформатора 2,5 MB-А задержка
при к. з. за трансформатором составляет не более 0,5 с, для
трансформатора 6,3 MB-А — не более 0,2 с, что соответствует
требованиям Правил [1]. Устройства БЗК-400 находятся в
опытной эксплуатации с 1978 г.
Все известные токовые зарядные устройства, так же как и
токовые блоки питания, требуют отдельных обмоток
трансформаторов тока. В соответствии с ГОСТ на всех трансформаторах
ПО и 35 кВ заводами должны устанавливаться на стороне ВН
по два трансформатора тока на фазу, в том числе и на
трансформаторах 110 кВ мощностью 2,5 МВ-А (ГОСТ 12965—74)
и на трансформаторах 35 кВ мощностью 1 МВ-А и выше
(ГОСТ 11920—73). Возможность питания измерительных
органов и логической части защиты от одной из обмоток
трансформаторов тока определяется расчетом [5].
В настоящее время на большинстве упрощенных подстанций
35 и 110 кВ заряд конденсаторов осуществляется, к сожалению,
только от зарядных устройств УЗ-401 или Б?ПЗ-401,
получающих питание от ТСН. Токовые блоки заряда по указанным выше
причинам в типовых схемах пока что не предусмотрены.
Конденсаторы для схем защиты выпускаются
промышленностью в виде блоков серии БК-400 [19]. Блок БК-401 емкостью
40 мкФ обеспечивает срабатывание промежуточных реле
(РП-23, РП-252 и др.)» з также отключение выключателей
с приводами типов ПРБА, УГП, УПГМ, ППМ-10 и др. Блок
БК-402 емкостью 80 мкФ используется для отключения
выключателей с пружинными приводами типа ПП-67 и
электромагнитными (соленоидными) приводами типов ПЭ-11, ПС-10 и др.,
а также для включения короткозамыкателей 35—220 кВ и
отключения отделителей соответствующего напряжения.
В заключение следует еще раз напомнить о том, что
заряженные блоки конденсаторов имеют на своих выводах
напряжение 400 В, весьма опасное для обслуживающего персонала.
Поэтому запрещается начинать любые работы в схемах с
конденсаторами до того, как они будут разряжены. В схемах
последних лет предусмотрен специальный ключ для разряда
конденсаторов на стационарное сопротивление в несколько тысяч
75

ом (рис. 10-1). При отсутствии ключа разряд производят на
переносное сопротивление, смонтированное вместе с изолирован-
»ыми проводами с металлическими наконечниками.
4-7. Блоки питания
Выпрямительные блоки питания БП на упрощенных
подстанциях 35—220 кВ распределительных сетей применяются
в основном в двух случаях:
при установке сложных многоступенчатых защит
(дистанционных) на линиях 35—ПО кВ;
при необходимости установки выключателей 6 кВ и выше
с электромагнитными (соленоидными) приводами.
По принципу действия БП является выпрямителем, т. е.
преобразователем переменного тока в постоянный, и должен
поддерживать на своих выходных зажимах выпрямленное
напряжение, которое обеспечивает работу всех устройств релейной
защиты и электромагнитов управления, выполненных для
работы на постоянном оперативном токе. Промышленностью
выпускаются токовые блоки питания типа БПТ-1002 и блоки
напряжения типа БПН-1002 [19]. Кроме того, выпускаются
трехфазные стабилизированные блоки напряжения типа БПНС-1,
которые обеспечивают выдачу мощности (около 1500 Вт) с
требуемым напряжением выпрямленного тока при любых
несимметричных к. з. и даже при трехфазных к. з., если переменное
напряжение на входе блока снижается не более чем на 50%
номинального значения.
Нестабилизированный блок напряжения БПН представляет
собой промежуточный трансформатор с выпрямительным
мостом на выходе.' Значение выпрямленного напряжения БПН
непосредственно зависит от входного переменного напряжения,
и если при к. з. могут иметь место глубокие снижения
переменного напряжения, то такие же снижения напряжения будут
происходить на шинках оперативного выпрямленного напряжения.
Стабилизированный блок напряжения БПНС имеет более
сложное устройство за счет применения схемы управления. При
повышении выходного выпрямленного напряжения эта схема
обеспечивает его снижение и наоборот. Схема управления
должна быстро реагировать на колебания напряжения. Выпускаемый
в настоящее время блок БПНС-1 применяется для питания
оперативных цепей защиты, автоматики и управления.
Нестабилизированный блок БПН используется для питания менее
ответственных цепей (рис. 4-10).
Схемы включения, типы и количество блоков питания
выбираются таким образом, чтобы обеспечить надежное питание
выпрямленным оперативным током всех устройств защиты,
автоматики и управления при любых видах коротких замыканий на
трансформаторной подстанции и в питаемой сети.
76

Наиболее простой схемой питания выпрямленным
оперативным током является схема с одним стабилизированным блоком
БПНС-1, включенным со стороны ВН защищаемого
трансформатора (рис. 4-10, а). Блок БПНС включается через
трансформатор напряжения ПО кВ ТН или ТСН, если высшим
напряжением является 35 кВ. Применение одного стабилизированного
6)
ВЛ<
1ТН\
I -+\6ЛНС
\шс]
6ПН \+11 и Ч ВПН
I тем —г-^ ■
нн
\тсн тсн—1
в)
UH
С»
4:
ВН
тр
ITCH (■
rOD-4
2ТСН
1
Рис. 4-10. Схемы включения блоков питания (БИТ, БПН, БПНС)
РЗ-релейная защита; I—оперативные цепи защиты, автоматики и управления; II-цепи
сигнализации и лампы сигнализации
блока напряжения без токовых блоков допустимо по следующим
причинам:
блок БПНС обеспечивает выдачу мощности с требуемым
уровнем напряжения при любых несимметричных к. з. как
внутри трансформатора, так и на его выводах;
при трехфазном к. з. за трансформатором (на стороне НН
или СН) остаточное напряжение на стороне ВН, т. е. в месте
включения БПНС, как правило, выше 50% номинального, если
речь идет о трансформаторах относительно небольшой
мощности (менее 10—16 MB-А двухобмоточных и менее 16—25 MB-А
трехобмоточных);
77

возникновение трехфазных к. з. внутри бака трансформатора
весьма маловероятно, и на этот случай работа блока БПНС не
рассчитывается;
трехфазное к. з. на выводах ВН трансформатора возможно,
но если измерительные органы защиты включены на встроенные
в трансформатор трансформаторы тока типа ТВТ, то это к. з.
оказывается вне зоны действия защиты трансформатора (в зоне
действия защит питающей линии), и оперативного тока от
БПНС не требуется.
Разумеется, установка трансформатора напряжения
ТН-110 кВ только для питания блоков БПНС повышает
стоимость подстанции, и этот вариант следует применять лишь при
невозможности использования других источников оперативного
тока. Однако достаточно часто применяются схемы подстанций
типа «мостик 110 кВ с выключателем в перемычке» (рис. 4-10, б),
на которых предусматриваются ТН-110 кВ для питания цепей
напряжения защит линий 110 кВ. Эти же ТН-110 кВ могут
питать блоки БПНС.
Для уменьшения нагрузки на ТН-110 кВ и на блок БПНС
цепи сигнализации и лампы сигнализации положения
коммутационных аппаратов могут питаться от нестабилизированного
блока БПН-1002 (рис. 4-10, а и б).
Для некоторых трехобмоточных понижающих
трансформаторов (рис. 4-10, а) предусматривается ремонтный режим
питания нагрузки НН от сети СН (35 кВ) при временном
отсутствии питания со стороны ВН. Для такого режима работы
необходимо предусмотреть дополнительный блок БПНС, включив
его на ТН стороны СН (на рис. 4-10, а показан штриховой
линией).
Другим вариантом питания выпрямленным током цепей
защиты и управления является совместное применение токового
блока БПТ-1002 и стабилизированного блока напряжения
БПНС-1, а также блока БПН-1002 (рис. 4-10, в). Токовый блок
БПТ должен обеспечивать питание устройств защиты и
управления при трехфазном к. з. на стороне НН, т. е. в месте
подключения ТСН, когда на входе БПНС напряжение может снизиться
значительно ниже 50% номинального, вплоть до нуля.
Включение трансформаторов тока ТТ, питающих блок БПТ, на
разность двух фазных токов позволяет при трехфазном к. з.
получить на входе БПТ ток в 1,73 раза больше фазного. При всех
несимметричных к. з. питание оперативных цепей осуществляет
блок БПНС, а при некоторых видах несимметричных к. з. оба
эти блока работают совместно на общие шинки выпрямленного
оперативного напряжения.
Для трансформаторов ПО кВ с расщепленными обмотками,
работающими раздельно на стороне НН (6 или 10 кВ),
рекомендуется схема питания с двумя блоками БПНС, подключенными
к соответствующему ТСН (рис. 4-10, г). Если ТСН предусмот-
78

рены только на одном из вводов ##, то для двухтрансформа-
торной подстанции рекомендуется схема питания с тремя
блоками БПНС, из которых два подключены к ТСН каждого из
трансформаторов, а третий — к ТН или к силовому
трансформатору 6 (10)/0,4-0,23 кВ, включенному на одну из двух секций
6(10) кВ, электрически не связанную с ТСН. Такое включение
БПНС обеспечивает надежное питание оперативных цепей
защиты и управления при всех реально возможных повреждениях
за счет высокого остаточного напряжения на неповрежденной
секции и, следовательно, на входе хотя бы одного из БПНС.
Нагрузка на БПНС-1 цепей защиты и управления в
длительном (нормальном) режиме подстанции не должна превышать
650 Вт. При действии защиты, «90 выключателей и ЭВ коротко-
замыкателя кратковременная нагрузка допускается до 1500 Вт.
Если БПНС используется для питания не только защиты
понижающих трансформаторов, но и защит отходящих линий на
сторонах НН и СН, то суммарная нагрузка на БПНС должна
определяться с учетом всей аппаратуры. Для двухтрансформа-
торной подстанции следует рассматривать худший случай
работы всей нагрузки от одного блока БПНС.
Применение блоков питания не освобождает от
необходимости использования предварительно заряженных конденсаторов
для питания тех устройств автоматики, которые должны
действовать в бестоковую паузу, например автоматики отключения
отделителей или делительной автоматики минимального
напряжения.
Выбор типов и источников переменного и выпрямленного
оперативного тока и оценка надежности их работы производятся
на основании расчетов при проектировании каждой подстанции.
Методы расчетов и необходимые справочные материалы
приведены в работе Энергосетьпроекта 1977 г. (авторы Е. П. Королев
и Э. М. Либерзон).
Глава пятая
ТОКОВАЯ ОТСЕЧКА ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ К. 3.
5-1. Принцип действия и область применения
Токовой отсечкой называется быстродействующая
максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия.
Применительно к понижающим трансформаторам в зону действия
отсечки входит только часть обмотки трансформатора со стороны
ВН, где включены реле отсечки (рис. 5-1). При к. з. за
трансформатором (точка /Ci) отсечка ни в коем случае не должна
79

приходить в действие. Это условие обеспечивается тем, что ток
срабатывания отсечки выбирается большим, чем максимальный
ток к, з. в точке К\. Благодаря этому токовая отсечка
трансформатора не может сработать и при к. з. на отходящих линиях НН
(точка /С2) и, следовательно, может быть выполнена без
выдержки времени.
Токовая отсечка относится к группе защит с абсолютной
селективностью [2]. Достоинством ее является быстродействие
при отключении к. з. на выводах и в части
обмотки ВН трансформатора (точка /Сз), т.е.
там, где токи к. з. имеют наибольшие
значения, поскольку они не ограничиваются
сопротивлением самого трансформатора. Следует
иметь в виду, что выполнение токовой отсечки
на трансформаторе ускоряет отключение к. з.
не только в защищаемом трансформаторе, а и
на питающих линиях, поскольку
максимальные токовые (или дистанционные) защиты
этий линий по условиям селективности с
отсечками трансформаторов могут иметь
минимальные выдержки времени при
срабатывании, а именно 0,4 с [5, 14]. Достоинством
токовой отсечки является также простота
выполнения (§ 5-2). Недостаток токовой отсечки
в том, что она не защищает трансформатор
при к. з. на выводах НН и в части обмотки,
а также не способна резервировать к. з. на
отходящих линиях НН.
В соответствии с Правилами [1] токовой отсечкой должны
оборудоваться все понижающие трансформаторы с высшим
напряжением 3 кВ и выше, мощностью до 6,3 MB-А, если отсечка
имеет достаточную чувствительность. Чувствительность
определяется расчетом при выборе тока срабатывания отсечки.
Рис. 5-1.
Первичная схема,
поясняющая зоны
срабатывания и
несрабатывания токовой
отсечки (Т)
понижающего
трансформатора
5-2. Схемы выполнения
и расчет тока срабатывания
Из рассмотрения принципа действия токовой отсечки видно,
что селективность (избирательность) ее работы обеспечивается
только выбором тока срабатывания по условию
макс. вн> (5-1)
(3)
где /к3)макс. вн—- максимальное значение тока трехфазного к. з. за
трансформатором, т. е. вне зоны действия отсечки,
приведенного к стороне ВН9 где установлена отсечка A; kH —
коэффициент надежности, значения которого зависят от типа
применяемых токовых реле: 1,3—1,4 —для реле типа РТ-40 и примерно
1,6 —для реле РТ-80 (ИТ-80) и РТМ [5].
80

Ток /к. макс, вн определяется при максимальном режиме
питающей системы (когда сопротивление системы имеет
минимально возможное значение), а для трансформаторов РПН
дополнительно следует принимать и минимально возможное
значение сопротивления защищаемого трансформатора при
крайнем положении его регулятора напряжения (§ 2-5).
Ток срабатывания токовых реле отсечки (уставка)
определяется по выражению, общему для всех вторичных токовых
реле, т. е. реле, включенных через трансформаторы тока:
г iC. O^CX
* с. П
«ср йг-. (5-2)
где /с.о — первичный ток срабатывания отсечки, выбранный по
условию (5-1); пт — коэффициент трансформации
трансформаторов тока ТТ на стороне ВН трансформатора; fe« —
коэффициент схемы при симметричном режиме, показывающий, во
сколько раз ток в реле защиты (отсечки) больше, чем
вторичный ток трансформаторов тока.
Для схемы соединения трансформаторов тока в звезду &сх=1
для всех видов к. з. (рис. 5-2, а). Для схемы соединения
трансформаторов тока на разность токов двух фаз (рис. 5-2, б) при
симметричном нагрузочном режиме и при трехфазном к. з.
^сх* = V^ но для двухфазных к. з. А — В и В — С значение
kcx= 1. Из сравнения этих схем, применяемых для выполнения
отсечки трансформаторов 6—35 кВ, видно, что при одинаковых
значениях /с.о и пт ток срабатывания (уставка) токовых реле
в схеме рис. 5-2, б, по условию (5-2), получится в V3 раз
большим, чем для схемы рис. 5-2v а. Это имеет очень большое
значение при оценке чувствительности, которая осуществляется
с помощью так называемого коэффициента чувствительности
^ч == 'р. мин/* с р» (Э'ч)
где /р. мин — минимальное значение тока в реле при
металлическом двухфазном к. з. на выводах ВН защищаемого
трансформатора (точка К на рис. 5-2), А; /с. р — ток срабатывания реле
(уставка), вычисленный по условию (5-2).
Значение &ч по Правилам [1] должно быть равно примерно 2.
Для схемы на рис. 5-2, а при всех вариантах двухфазного
к. з. и для схемы на рис. 5-2, б при к. з. между фазами А и В,
В и С kCx = 1 и, следовательно,
/<2) л/Т/<3)
г 'К. МИН V^'k. МИН /,- Лк
/р. мин = -7^— = —-5£— • (5*4)
где /^мин — минимальное значение первичного тока при
трехфазном к. з. на выводах ВН защищаемого трансформатора,
вычисленное при наибольшем сопротивлении питающей системы.
81

Таким образом, при одном и том же значении /к. мин И fir
для схем на рис. 5-2, а и б токи в реле при двухфазных к. з.
между фазами А и В, В и С оказываются одинаковыми. Но,
поскольку в схеме на рис. 5-2,6 ток срабатывания реле в УЗ раз
больше, чем в схеме на рис. 5-2, а, у последней будет в УЗ раз
более высокий коэффициент чувствительности. Это и
определяет ее преимущественное применение.
Ф
5)
tf=i
iH^oj щ=й
к 4"
Рис. 5-2. Схемы включения максимальных реле тока токовой
отсечки
/(3)
Для примера примем /с. о = 2000 А, /к. мин = 5000 А; пт ==
= 200/5. В соответствии с формулой (5-4) ток в реле при
двухфазном к. з.
УзГ- 5000
' п. мин ~~~ "
'р. мин
2 • 200/5
108 А.
Ток срабатывания реле (уставка) для схемы на рис.
согласно выражению (5-2)
2000 • 1
5-2, а
* г. п "
'с. р
200/5
= 50 А;
для схемы на рис. 5-2, б
г _ 2000 • л/3 _ Qg e д
Ус-Р— 200/5 — 0D,D А'
Коэффициент чувствительности, вычисленный по выражению
(5-3), для схемы на рис. 5-2, а &ч = 108/50 = 2,16; для схемы на
рис. 5-2,6 &ч = 108/86,5=1,25, т. е. в Уз раз меньше, чем
для схемы рис. 5-2, а\ отсечка с такой низкой чувствительностью
вообще не может быть применена.
В связи с тем что для схемы на рис. 5-2, а значения kCx при
всех видах к. з. равны 1, коэффициент чувствительности можно
вычислять по первичным токам:
*4 = '!?Wc.o- (5-5)
82

Для защиты трансформаторов с ВН ПО кВ широко
применяются схемы соединения трех трансформаторов тока в
треугольник (рис. 5-2,в). В этой схеме каждое из трех реле (/—3)
включено на разность токов двух соответствующих
трансформаторов тока. Следовательно, при симметричном режиме ток в реле
в л/3 раз больше вторичного тока трансформатора тока.
Поэтому для схемы треугольника ^с*) = л/3, и, следовательно, ток
срабатывания реле (уставка), вычисленный по выражению (5-2),
будет в д/З раз больше, чем при прочих равных условиях для
реле схемы на рис. 5-2, а. Однако при установке трех токовых
реле при любом из вариантов двухфазного к. з. в одном из реле
пройдет удвоенное значение тока двухфазного к. з. 2/к). И
коэффициент чувствительности^ окажется даже больше, чем для
схемы на рис. 5-2, а, в 2/д/З =1,15 раза. Но если сделать
отсечку двухрелейной, исключив, например, реле 2 на рис. 5-2, в,
коэффициент чувствительности снизится в 2 раза из-за того, что
при одном из вариантов двухфазного к. з. (В и С в данном
случае) удвоенный ток пройдет по той цепи, в которой нет реле,
а в двух других реле пройдет лишь однократный ток
двухфазного к. з.
Отсечка, выполненная по схеме рис. 5-2, в, реагирует также
на однофазные к. з. на выводах и в обмотке ВН (рис. 1-2).
Однако эта схема относительно редко применяется для
выполнения токовой отсечки, поскольку в настоящее время на всех
трансформаторах 110 кВ стремятся устанавливать продольную
дифференциальную защиту, имеющую значительно меньший ток
срабатывания, чем токовая отсечка, и поэтому обычно
достаточно чувствительную к к. з. на стороне ВН и при двухрелейном
исполнении.
Глава шестая
ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА
6-1. Принцип действия и область применения
Принцип действия продольной дифференциальной токовой
защиты известен уже более 70 лет. Принципиальная схема
дифференциальной защиты (в дальнейшем будем опускать слово
«продольная») с циркулирующими токами показана на рис. 6-1
для одной фазы какого-то элемента, имеющего в начале и
в конце одинаковые по значению первичные токи (/ы =/1-2).
С обеих сторон защищаемого элемента установлены
трансформаторы тока 1ТТ и 2ТТ, ограничивающие зону действия
дифференциальной защиты. Вторичные обмотки 1ТТ и 2ТТ соединяются
83

последовательно (конец ITT с началом 2ТТ), а токовое реле
дифференциальной защиты ТД подключается к ним
параллельно.
При к. з. в точке К за пределами зоны действия
дифференциальной защиты (такое к. з. называется внешним или
сквозным), а также в нормальном режиме нагрузки вторичные токи
трансформаторов тока соответственно h-\ и /2-2 циркулируют по
соединительным проводам {плечам) защиты (рис. 6-1,а). При
одинаковых коэффициентах трансформации трансформаторов
а)
If-,
1ТТ
\
Е
и
\
I
1_
2ТТ\у
~-ТД
\Iz-i
II**
6)
Ii-,\
С
А
¥к '
ь-*1
m
h-i
\h-z
Рис. 6-1. Принципиальная схема продольной
дифференциальной зашиты с циркулирующими токами: а — токо-
распределение при внешнем к. з.; б —то же при к. з.
в зоне действия защиты
тока ITT и 2ТТ и их работе без погрешностей значения
вторичных токов /2-i и /2-2 равны между собой, а направления их
в реле ТД — противоположны. Следовательно, в
рассматриваемом идеальном случае ток в реле ТД
/р — h 1 — ^2-2 — О-
(6-1)
Таким образом, по принципу действия дифференциальная
защита не реагирует на повреждения вне ее зоны действия, т. е.
на соседних элементах (линиях, двигателях и т.п.), и поэтому
может быть выполнена без выдержки времени. Эта защита
относится к группе защит с абсолютной селективностью [2].
Практически в режиме нагрузки, и особенно при внешнем
к. з., ток в реле ТД не может быть равен нулю, поскольку
трансформаторы тока 1ТТ и 2ТТ имеют разные значения
погрешностей, и даже при равных первичных токах вторичные токи /2-i
и /2-2 не равны между собой. Ток в реле ТД в режимах нагрузки
84

и внешнего к. з. называется током небаланса /нб. И
выражение (6-1) следует изменить:
/р = /2-1-/2-2 = /нб. (6-1а)
Для обеспечения несрабатывания дифференциальной защиты
в этих режимах ток срабатывания реле ТД выбирается большим,
чем ток небаланса:
/с.р>*Лб. (6-2)
где kH — коэффициент надежности, принимаемый для
современных дифференциальных защит около 1,3.
При к. з. в зоне действия дифференциальной защиты
(рис. 6-1,6) в случае двустороннего питания защищаемого
элемента, направления первичного тока 1\-2 и вторичного тока /2-2
изменяются на 180°. При этом в реле ТД проходит сумма токов
к. з.:
/р. к== ^2-1 + ^2-2»
и реле ТД срабатывает на отключение поврежденного элемента
от источников питания. В случае одностороннего питания в реле
ТД проходит один из токов к. з.: h-\ или /2-2. При этом
дифференциальная защита также должна срабатывать на отключение.
Режим одностороннего питания является расчетным при оценке
чувствительности дифференциальной защиты, которая
производится с помощью коэффициента чувствительности [1]
*, = /р.мнн//ср«2> (6-3)
где /Р. мин = /2-1 или /2-2 (рис. 6-1,6).
В соответствии с Правилами [1] продольная
дифференциальная защита должна устанавливаться на трансформаторах
мощностью 6,3 MB-А и более, а также на трансформаторах 4 MB-А
при их параллельной работе. Кроме того, дифференциальная
защита устанавливается на трансформаторах 1—2,5 MB-А в тех
случаях, когда токовая отсечка не удовлетворяет требованиям
чувствительности (§ 5-2), а максимальная токовая защита имеет
время срабатывания более 0,6 с. Дифференциальная защита
предусматривается также для трансформаторов 1—2,5 MB-А,
устанавливаемых в районах, подверженных землетрясениям
(поскольку газовая защита здесь может использоваться только
с действием на сигнал).
6-2. Особенности выполнения
дифференциальной защиты трансформаторов
Силовой трансформатор, в отличие от линии, генератора,
двигателя, имеет несколько характерных особенностей,
влияющих на выполнение его продольной дифференциальной защиты.
В силовом трансформаторе в обмотке со стороны источника
питания проходит ток намагничивания, отсутствующий в других
обмотках и поэтому попадающий в реле ТД как ток небаланса.
85

В нормальном режиме значение тока намагничивания не
превышает нескольких процентов номинального тока. Например, для
трансформаторов 110 кВ (ГОСТ 12965—74) ток
намагничивания от 1,5 до 0,55% номинального тока. Но при включении
трансформатора под напряжение или при восстановлении
напряжения после отключения близкого к. з. бросок тока
намагничивания может в 5—8 раз превысить номинальный ток
трансформатора. Поэтому отстройка дифференциальной защиты
(обеспечение ее несрабатывания) от бросков тока намагничивания
является самой сложной задачей, не решенной до конца и в
настоящее время.
В силовом трансформаторе первичные токи обмоток ВН, СН
и НН не равны между собой, а коэффициенты трансформации
стандартных трансформаторов тока таковы, что практически
невозможно с их помощью сделать равными между собой
вторичные токи в плечах дифференциальной защиты (/2-i и h-2 на
рис. 6-1). Неравенство значений вторичных токов вызывает ток
небаланса, как это видно из выражения (6-1а).
Неравенство значений вторичных токов и ток небаланса
могут также возникнуть за счет:
различных погрешностей, с которыми работают разнотипные
трансформаторы тока (1ТТ и 2ТТ на рис. 6-1);
регулирования напряжения на одной из сторон
трансформатора, на которой и будут изменяться значения первичного и
вторичных токов при неизменных значениях токов на других
сторонах;
углового сдвига между первичными токами в фазных
выводах трансформатора при стандартной группе соединения
обмоток Y/A"'l (Рис 1-3); если не принять специальных мер, этот
же угловой сдвиг будет и между вторичными токами.
Перечисленные особенности силового трансформатора
определяют и особенности его дифференциальной защиты, для
выполнения которой должны быть решены две основные задачи:
отстройка от бросков тока намагничивания, возникающих
при включении трансформатора;
отстройка от токов небаланса при внешних к. з.
6-3. Способы отстройки от бросков тока
намагничивания при включении под напряжение
Ток намагничивания при включении силового
трансформатора под напряжение может достигать, как уже указывалось,
5—8-кратного значения номинального тока, но он быстро
затухает и через 0,5—1 с становится уже намного меньше
номинального. Эта особенность использовалась для выполнения грубых,
но быстродействующих дифференциальных защит — так
называемых дифференциальных отсечек. Ток срабатывания этой
отсечки выбирается в 3—4 раза большим номинального тока транс-
86

форматора. Благодаря такой грубой настройке и с учетом
некоторого замедления срабатывания (собственного времени
выходного промежуточного реле) дифференциальная отсечка
может быть отстроена от бросков тока намагничивания, но лишь
за счет низкой ее чувствительности при к. з. в зоне действия.
Именно из-за низкой чувствительности дифференциальная
отсечка применяется крайне редко и не предусматривается в
новых Правилах [1].
Для отстройки от броска тока намагничивания применялась
и выдержка времени 0,5—1 с, однако с начала 1950-х годов в
СССР такое выполнение дифференциальной защиты не
допускается, независимо от типа и места включения защищаемого
а)
к1
Т Л 1>нам
л^
Рис. 6-2. Характерная кривая броска тока
намагничивания в одной из фаз при включении силового
трансформатора под напряжение (а) и кривая тока к. з. (б)
трансформатора. Исключение составляют дифференциальные
защиты, которые устанавливаются совместно с другими —
быстродействующими дифференциальными защитами в роли
вспомогательных, например, для защиты понижающего трансформатора
от к. з. на стороне НН [5].
В настоящее время наиболее широко применяются
дифференциальные защиты, в которых для отстройки от бросков тока
намагничивания используются особенности несинусоидальной
формы кривой тока в дифференциальной цепи при включении
трансформатора под напряжение, а именно:
смещение кривой броска тока намагничивания в одну
сторону от нулевой линии и отсутствие обратных полуволн
(рис. 6-2,а);
наличие в броске тока намагничивания бестоковых пауз
длительностью около 7—10 мс именно за счет отсутствия обратных
полуволн в токах намагничивания (рис. 6-2,а);
большое содержание в броске тока намагничивания четных
гармоник (главным образом второй).
Подавляющее большинство дифференциальных защит в СССР
выполнено на отечественных реле серий РНТ и ДЗТ, в которых
для отстройки от бросков тока намагничивания используется
первая из перечисленных особенностей. В этих реле
исполнительный орган (токовое реле) включен в дифференциальную
цепь защиты через промежуточный трансформатор, работающий
87

с повышенной индукцией в магнитопроводе. Когда в
первичную обмотку такого трансформатора тока подается однопо-
лярный ток (рис. 6-2, а), апериодическая составляющая этого
тока вызывает глубокое насыщение магнитопровода, весь
первичный ток становится током намагничивания и, таким образом,
в идеальном случае во вторичную обмотку не трансформируется.
Следовательно, исполнительный орган, включенный на
вторичную обмотку насыщенного трансформатора тока, не может
сработать. Такой трансформатор тока называется быстронасы-
щающимся (БНТ) или насыщающимся (НТТ).
Если происходит к. з. в зоне действия защиты и через
первичную обмотку НТТ проходит синусоидальный (двухполярный)
ток к. з. (рис. 6-2,6), то НТТ трансформирует этот ток во
вторичную обмотку и обеспечивает срабатывание исполнительного
органа реле РНТ или ДЗТ. Надо отметить, что ток к. з. также
может иметь апериодическую составляющую, которая насыщает
НТТ и препятствует трансформации периодической
составляющей. Но апериодическая составляющая тока к. з. быстро
затухает, после чего реле срабатывает за счет периодической
составляющей. Полное время срабатывания защиты с НТТ при самых
неблагоприятных условиях не превышает 0,12 с [22].
В отличие от описанного идеального случая реальный НТТ
трансформирует часть однополярного тока намагничивания.
Кроме того, при включении трехфазного трансформатора под
напряжение в одной из фаз может отсутствовать апериодическая
составляющая броска тока намагничивания (так называемый
периодический бросок тока намагничивания, который хорошо
трансформируется НТТ). Такая форма кривой тока на входе
НТТ может иметь место и в том случае, если основные
трансформаторы тока дифференциальной защиты работают с
большими погрешностями и трансформируют только периодическую
составляющую броска тока намагничивания. Все эти
возможные случаи не позволяют выполнить с помощью НТТ
высокочувствительную дифференциальную защиту силовых
трансформаторов. Практически принимается ток срабатывания для реле
РНТ /с.з ^ 1,3/номтрУ а для ДЗТ /с.з ^ 1,5/номгр, т.е. больше
номинального тока защищаемого трансформатора.
Применяемый в основном в зарубежной практике способ
отстройки от броска тока намагничивания с помощью второй
гармоники позволяет выполнить дифференциальную защиту с
током срабатывания, меньшим номинального тока
трансформатора, но имеет известные недостатки: существенное замедление
срабатывания при к. з. в зоне и даже возможность отказа при
больших кратностях тока к. з., когда во вторичном токе глубоко
насыщенных трансформаторов тока дифференциальной защиты
появляются четные гармоники. Во избежание отказа
отключения поврежденного трансформатора дополнительно
устанавливается грубая дифференциальная отсечка.
68

С помощью полупроводниковых элементов появилась
возможность использовать для отстройки от броска тока
намагничивания и различие длительности бестоковых пауз в броске тока
намагничивания и в токе к. з. при повреждении в
трансформаторе (рис. 6-2,а и б). Исследования последних лет показали, что
при всех основных вариантах формы кривой броска тока
намагничивания имеется бестоковая пауза. Она фиксируется
специальной схемой и сравнивается с заранее заданным значением
паузы. Если зафиксированная пауза оказывается больше, чем
заданное значение, действие защиты запрещается.
Дифференциальное реле, использующее этот принцип, названо
время-импульсным [2, 21], и на его основе создана дифференциальная
защита типа ДЗТ-21. При к. з. в зоне действия защиты
бестоковые паузы в токе к. з. могут иметь место лишь при больших крат-
ностях тока, когда происходит глубокое насыщение основных
трансформаторов тока дифференциальной защиты. Учитывая
возможность бездействия время-импульсного реле, в защите на
этот случай предусмотрена дополнительная дифференциальная
токовая отсечка с большим током срабатывания.
Предлагаются и другие способы отстройки
дифференциальных защит трансформаторов от броска намагничивающего тока,
использующие описанные отличия формы кривой этого тока от
синусоиды. Например, разработана полупроводниковая
приставка к реле серий РНТ-560 и ДЗТ-10, которая загрубляет эти реле
при появлении паузы в первой производной броска
дифференциального тока. Такая приставка могла бы значительно
повысить чувствительность существующих дифференциальных защит
трансформаторов к токам к. з.
6-4. Способы отстройки от тока небаланса
при внешнем к. з.
В переходном процессе, возникающем в начальный момент
внешнего к. з., кривая тока небаланса в дифференциальной цепи
(реле ТД на рис. 6-1, а) аналогична по форме кривой
броска тока намагничивания при включении трансформатора
(рис. 6-2,а). Поэтому выбранный для защиты способ отстройки
от броска тока намагничивания обеспечивает и отстройку от
апериодического тока небаланса при внешнем к. з. В этом
режиме наибольшую опасность представляет периодическая
составляющая тока небаланса, практически прямо
пропорциональная периодическому току внешнего к. з. Для выполнения
чувствительной дифференциальной защиты необходимо в первую
очередь устранить или ограничить ток небаланса, а затем
надежно отстроить защиту от максимального значения тока
небаланса, которое может иметь место в наиболее неблагоприятных
условиях внешнего к. з.
Устранение углового сдвига между вторичными токами в
плечах дифференциальной защиты. В трансформаторах со схемой
8&

соединения обмоток Y/A"4 имеется угловой сдвиг на 30°
между первичными токами соответствующих фаз на сторонах ВН и
НН (рис. 1-3). Для устранения подобного сдвига между
вторичными токами, который является причиной очень большого тока
небаланса [2], принято вторичные обмотки трансформаторов
тока 1ТТ> установленных на стороне ВН (рис. 6-3,а), соединять
в такой же треугольник, как и обмотка ##, а вторичные
обмотки 2ТТ — в такую же звезду, как и обмотка ВН защищаемого
трансформатора. При правильной сборке схемы
трансформаторов тока 1ТТ создается сдвиг вторичных токов в плече ВН (12вн
на рис. 6-3, в) на такой же угол 30°, как и первичных токов
в фазах стороны НН (1\ Нн на рис. 6-3, б) и, следовательно,
вторичных токов в плече НН. Этим обеспечивается совпадение по
фазе вторичных токов, подводимых к дифференциальным реле
(рис. 6-3, в). Поэтому ток в дифференциальных реле всех фаз
при отсутствии других причин возникновения тока небаланса
/р == h вн h ни = 0«
Правильность сборки схемы дифференциальной защиты
трансформатора обязательно проверяется перед включением
трансформатора и затем после его включения под нагрузку [15].
Устранение неравенства абсолютных значений вторичных
токов в плечах дифференциальной защиты. Для того чтобы
устранить или свести к минимуму ток небаланса, возникающий по
причине неравенства вторичных токов, применяются в основном
два способа:
выравнивание вторичных токов, подводимых к
дифференциальному реле, с помощью промежуточных трансформаторов
тока, включенных в плечи дифференциальной защиты;
выравнивание в самом дифференциальном реле
магнитодвижущих сил (м. д. с), создаваемых неодинаковыми по значению
токами плеч дифференциальной защиты.
Первый из способов имеет ряд недостатков и сейчас
практически не применяется. Второй способ широко используется
благодаря тому, что в типовых дифференциальных реле серий
РНТ-560 и ДЗТ-10 предусмотрены специальные уравнительные
обмотки с большим числом ответвлений. Если, например, у двух-
обмоточного трансформатора имеются два значения вторичных
токов: 3 и 5 А (ток небаланса равен 2 А), то, подобрав для
стороны с током 3 А число витков уравнительной обмотки, равное
10, а для стороны с током 5 А — число витков, равное 6,
получим равенство абсолютных значений м. д. с, представляющих
произведение числа витков даной обмотки и проходящего по
ней тока:
а>ур 1 /2-1 = Ю • 3 = wyp 2/2-2 = 6-5.
Поскольку магнитодвижущие силы имеют такие же условные
направления, что и создающие их токи, разность этих сил
90

а)
1ТТ
IibhI
LU
J 1 W/a-h
ItHH\
2TT
a.
Y/Д-
H t
К
Внн
Sl
1-zbh
ТА
ft
TAa
7"Лс
ffl
Izhh
№**A
IlHMA
t-ZBHj
IlBHi
?гннА
imb
Рис. 6-3. Схема соединения трансформаторов тока и реле дифференциальной токовой защиты двухоб-
ные диагр
ичных ток
щиты (в)
моточного трансформатора ^Y/A-W (а), векторные диаграммы первичных токов фаз А, В и С на
сторонах ВН и НН трансформатора (б) и вторичных токов в плечах ВН и НН дифференциальной за-

в обеих уравнительных (первичных) обмотках НТТ равна нулю
(рис. 6-4), ток в его вторичной обмотке w2 равен нулю и,
следовательно, ток небаланса в исполнительном органе ИО также
равен нулю.
В реле серий РНТ-560 и ДЗТ-10 могут быть установлены
лишь целые числа витков уравнительных обмоток, поэтому
точного равенства м. д. с. удается добиться далеко не всегда.
Оставшееся неравенство (небаланс) м.д. с. приводит к появлению
тока небаланса, который должен
учитываться при выборе тока срабатывания
защиты.
Ограничение тока небаланса,
вызванного полной погрешностью
трансформаторов тока. Правила [1], требуют, чтобы
все трансформаторы тока в схемах
релейной защиты работали с полной
погрешностью не более 10%. Для
дифференциальных защит 10%-ная
погрешность должна обеспечиваться при
максимальном значении тока внешнего к. з.
[2, 3 и 5]. В ряде случаев можно
добиться, чтобы погрешность трансформаторов
тока была ниже 10%, путем уменьше-
I LK ния сопротивления вторичной нагрузки
-—1^. (главным образом при увеличении
сечения соединительных проводов) или
последовательного включения двух
трансформаторов тока на фазу. Однако
полностью устранить ток небаланса,
вызванный погрешностью
трансформаторов тока, невозможно. Поэтому он
должен учитываться при выборе тока
срабатывания защиты.
Отстройка от тока небаланса. В дифференциальных защитах
трансформаторов отстройка от тока небаланса с целью
обеспечения несрабатывания защиты при внешних к. з. осуществляется
в основном двумя способами:
путем выбора тока срабатывания большим, чем
максимальное расчетное значение тока небаланса /нб, по условию (6-2);
этот способ используется для защит с реле серии РНТ-560;
путем торможения (загрубления) дифференциальной защиты
вторичным током внешнего к.з., циркулирующим в плечах
защиты; этот способ используется для защит с реле серии
ДЗТ-10.
И в том и в другом случаях необходимо определить
максимальное расчетное значение тока небаланса при внешнем к. з.
Расчетное значение тока небаланса. Расчетный ток
небаланса в дифференциальных защитах трансформаторов принято
277Я
Рис. 6-4. Выравнивание
магнитодвижущих сил
с помощью
уравнительных обмоток
дифференциального реле (для
одной фазы)
о>ур1 = 10 вит.; wyp2=6 вит.

представлять в виде суммы трех составляющих [2, 3, 5, 21—231:
/нб = /;б + /'нб + //нв, (6-4)
где /нб — составляющая, обусловленная разностью
намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах
дифференциальной защиты; в практических расчетах ее принято считать равной
току намагничивания или полной погрешности е худшего из
трансформаторов тока защиты; /нб — составляющая,
обусловленная регулированием напряжения и, следовательно,
изменением первичного тока только на регулируемой стороне
трансформатора; 1"б — составляющая, вызванная неточностью
выравнивания м.д. с. с помощью уравнительных обмоток реле с НТТ.
Первая из составляющих, характерная для
дифференциальной защиты любого из элементов электроустановок,
/' =k к е/<3) , (6-5)
нб апер одн к. макс, вн» v '
где /к^макс. вн ~ периодическая составляющая тока при
расчетном внешнем трехфазном металлическом к. з.; е —
относительное значение тока намагничивания, равное полной погрешности
трансформаторов тока; при проектировании принимается
равным 0,1 при обязательном выборе трансформаторов тока и
сопротивления их вторичной нагрузки по кривым предельных крат-
ностей [5]; в условиях эксплуатации может быть определено по
фактическим вольт-амперным характеристикам
трансформаторов тока; &апер — коэффициент апериодичности, учитывающий
переходный режим; для реле с НТТ может быть принят
равным 1, учитывая способность НТТ насыщаться при переходном
однополярном токе с формой кривой, аналогичной кривой на
рис. 6-2, а; &0Дн — коэффициент однотипности, принимается
равным 1; может приниматься равным 0,5, если трансформатор
присоединен к сети через два выключателя с одинаковыми
трансформаторами тока (но только при рассмотрении внешнего к. з.
на этой стороне).
Вторая составляющая, обусловленная регулированием
напряжения защищаемого трансформатора и характерная только для
дифференциальных защит силовых трансформаторов,
'нб = ^"*о/а к. макс, вн » ^*0'3 к. макс, вн» (6"6)
где /а к. макс, вн и /& к. макс, вн — периодические составляющие
токов, проходящих при расчетном внешнем к. з. на сторонах, где
производится регулирование напряжения (токи приведены к
напряжению какой-то одной из сторон трансформатора); Д£Да и
А£/*0 — относительные погрешности, обусловленные
регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора,
соответствуют половине суммарного (полного) диапазона
регулирования напряжения на соответствующей стороне
трансформатора.
93

Третья составляющая, обусловленная неточностью
выравнивания м.д. с. с помощью уравнительных обмоток,
.///_ »1расч-»1 , , »11 расч-»И , ,fi ?ч
*нб — w * I к. макс, вн I w illK. макс, вн» \и"'/
1 расч II расч
где Ш1Расч и Дон расч — расчетные числа витков уравнительных
обмоток; /ik. макс, вн и /и к. макс, вн — периодические составляющие
токов к. з., проходящих при расчетном внешнем к. з. на сторонах,
где используются соответственно целые числа витков w\ и доп.
Выражения (6-6) и (6-7) составлены применительно к трех-
обмоточному трансформатору; при двухобмоточном
трансформаторе в правой части этих выражений исключаются вторые
члены.
Оценка реальных значений тока небаланса. У современных
понижающих трансформаторов ПО кВ предусматривается
регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) на стороне ВН
в пределах ±16%, а на стороне СН (35 кВ)—регулирование
напряжения на отключенном трансформаторе (ПБВ) в
пределах ±5%. Таким образом наибольшие значения Д£/*а и Д£/*в
в выражении (6-6) равны 0,16 и 0,05 соответственно, а
составляющая /нб равна 0,21/к. макс, вн (при к. з. на стороне СН).
ПрИНИМаЯ /нб = 0,1 /к. макс, вн И УСЛОВНО СЧИТаЯ /нб' « 0,04/к. макс, вн,
с помощью выражения (6-4) получаем максимальное, но вполне
реальное значение тока небаланса
/нб ^ 0,35 /к. Макс. вн»
При стандартном значении напряжения к. з. между
обмотками ВН и СН трехобмоточного трансформатора иквн-сн « 10%
ориентировочное значение /к. ма КС ВН ^ 10/НОМ Тр (§2-2).
Следовательно, /нб » 3,5/ном Тр.
Если используются реле серии РНТ-560, то ток срабатывания
дифференциальной защиты должен быть выбран по условию
отстройки от тока небаланса (6-2), а именно:
/с э ^ 1 >3 • 3,5/ном Тр = 4,5/ном тР.
Дифференциальная защита с такой уставкой считается
чрезвычайно грубой и, следовательно, малоэффективной даже в том
случае, если для нее будет получен по выражению (6-3)
предусмотренный Правилами [1] минимальный коэффициент
чувствительности, равный 1,5. Поэтому для трансформаторов 110 кВ,
выпускаемых преимущественно с РПН (А(/= ±16%), как
правило, целесообразнее применять реле серии ДЗТ-10, которые
обеспечивают отстройку (несрабатывание) дифференциальной
защиты от токов небаланса при внешних к. з. с помощью
торможения циркулирующим в плечах защиты током к. з. Такая защита
практически всегда может иметь ток срабатывания не более
1,5/„ ом Тр (§ 6-6).
94

Для двухобмоточных трансформаторов 35 и ПО кВ в ряде
случаев обеспечивается достаточная чувствительность защиты
и при использовании реле РНТ, особенно при выполнении
расчета уставок не при среднем положении регулятора РПН, как
рекомендуется в [23], а при так называемом «оптимальном»
положении РПН [5]. Поэтому реле серии РНТ-560 продолжают
находить применение наряду с реле серии ДЗТ-10.
6-5. Дифференциальная защита с реле
серии РНТ-560 (без торможения)
Устройство реле серии РНТ-560 и схема его включения.
Упрощенная схема дифференциальной защиты с реле серии РНТ-560
(для одной фазы) приведена на рис. 6-5. Все реле этой серии
состоят из НТТ с трехстержневым магнитопроводом, первичной,
вторичной и короткозамкнутой
обмотками, а также
исполнительного органа ИО. Реле
отличаются друг от друга
только количеством рабочих и
уравнительных обмоток,
составляющих первичную
обмотку НТТ [19,22].
Широко применяемые в
распределительных сетях реле
РНТ-565 имеют первичную
обмотку, состоящую из
рабочей обмотки wp и
уравнительных доУр1 и wyp2 с
большим числом ответвлений для
наиболее точного
выравнивания магнитодвижущих сил,
создаваемых неодинаковыми
вторичными токами защиты,
а также для выполнения
уставки срабатывания защиты.
Варианты включения
первичной обмотки реле РНТ-565
приведены на рис. 6-6. Для
двухобмоточного трансформатора (рис. 6-6, а)< достаточно
использовать только уравнительные обмотки. В этом случае
зажимы 2 и 6 реле соединяются, а перемычка 2—4 размыкается,
т. е. обмотка wP остается разомкнутой. Для трехобмоточного
трансформатора используются все три секции первичной
обмотки (рис. 6-6, б).
Вторичная обмотка до2 расположена на другом стержне маг-
нитопровода НТТ, к ней подключен исполнительный орган (реле
РТ-40) и резистор для подрегулировки его тока срабатывания.
Рис. 6-5. Упрощенная схема
дифференциальной защиты
трансформатора на реле с НТТ серии РНТ-560
(для одной фазы)
ttfjl w2; wK — первичная» вторичная и ко-
роткозамкнутая обмотки НТТ; //О
—исполнительный орган (электромагнитное реле
РТ-40)
95

Имеется разъем (накладка) 11—12 для измерения тока
небаланса в исполнительном органе (рис. 6-5).
Короткозамкнутая обмотка wK предназначена для
эффективной отстройки защиты от апериодической составляющей броска
тока намагничивания при включении силового трансформатора,
а регулируемый резистор /?к служит для усиления или
ослабления этой отстройки. При использовании реле РНТ-565 для
защиты трансформаторов устанавливается RK « 3 -г- 4 Ом (для
старых реле РНТ-562 это соответствует положению
штепсельных винтов Б—Б). При предельной загрузке трансформаторов
а)
ВН
1 wypi
rv-YV^
Wypz
Ar f>'nr>r^12 4 WP 6 Cf
§
-HH
Рис. 6-6. Принципиальная схема включения первичной
обмотки НТТ реле РНТ-565 (для одной фазы) на двухобмоточном (а)
и трехобмоточном (б) трансформаторе
тока дифференциальной защиты рекомендуется установить /?к«
«0,8—1 Ом, что улучшает отстройку от бросков тока
намагничивания. Надежность отстройки дифференциальной защиты от
бросков тока намагничивания проверяется опытным путем:
пятикратным включением трансформатора под напряжение со
стороны основного питания.
Ток срабатывания дифференциальной защиты
трансформаторов, выполненной на реле РНТ-565, как правило, определяется
в соответствии с формулой (6-2), его значение практически
всегда больше, чем ток, выбранный по условию отстройки от
броска тока намагничивания трансформатора (1,3/Номгр). Ток
срабатывания реле определяется по выражению (5-2). Для того
чтобы обеспечить этот ток срабатывания, необходимо на
рабочей обмотке реле РНТ-565 установить число витков,
определяемое по выражению:
Щ = ^с. р/7с. Р, (6-8)
где fc. р — магнитодвижущая сила, необходимая для
срабатывания реле, А; для реле РНТ-565 равна 100 ±5 А; для реле
РНТ-562 (снятых с производства) 60 ± 4 А.
Указания и примеры расчета уставок дифференциальной
защиты с реле РНТ-565 приведены в работах [5 и 23].
96

А \В С
ТА*
ч/ь-п
I
В С
сз
Полные схемы дифференциальной защиты трансформаторов
с реле серии РТН-565. Типовые схемы дифференциальных защит
понижающих трансформаторов разработаны в Руководящих
указаниях [23]. Однако в некоторые из этих схем в последние
годы были внесены изменения. Во-первых, не должна
применяться схема защиты трехобмоточного трансформатора на
переменном оперативном токе с дешунтированием
электромагнитов управления, в которой в плечо дифференциальной защиты
со стороны НН включены последовательно токовые реле
максимальной защиты и зашунтированные контактами промежуточных
реле этой защиты
электромагниты отключения
выключателя НН. Это
объясняется тем, что после де-
шунтирования
электромагнитов отключения резко
увеличивается нагрузка на
трансформаторы тока на
стороне НН, возрастает их
ток намагничивания и
уменьшается вторичный ток,
т. е. ток в одном плече
дифференциальной защиты. При
этом возникает
повышенный ток небаланса, который
может вызвать излишнее
(неселективное) действие
дифференциальной защиты
при к. з. вне ее зоны.
Поэтому реле максимальной
защиты и дешунтируемые
ЭО должны быть изъяты из цепей дифференциальной защиты
и включены на отдельные обмотки трансформаторов тока на
стороне НН трансформатора. Это указание относится и к двух-
обмоточным трансформаторам.
Во-вторых, не должны применяться на трехобмоточных
трансформаторах схемы дифференциальной защиты с реле РНТ,
в которых в плече НН установлено только два трансформатора
тока, включенные по схеме неполной звезды. При этом на одно
из трех реле РНТ со стороны НН подается обратный провод
неполной звезды. Иззестно, что в нормальном нагрузочном
режиме в обратном проводе неполной звезды проходит ток,
равный по значению фазному току тех фаз, где установлены
трансформаторы тока, но имеющий обратное направление. Казалось,
что условия для работы всех трех реле одинаковы. Однако
в процессе эксплуатации выявилась возможность излишнего
срабатывания защиты при внешних к. з. за счет срабатывания
именно того реле, на которое со стороны НН подан обратный
Рис. 6-7. Принципиальная схема
включения реле РНТ-565 (ГДА, ТДС)
дифференциальной защиты двухобмоточного
трансформатора Y/A-H
1/24 М. А. Шабад
97

провод неполной звезды. Исследования показали, что в
переходном режиме внешнего к. з. в реле тех двух фаз, где есть
трансформаторы тока, проходят однополярные токи небаланса, от
которых реле с НТТ хорошо отстроены. В том реле, на которое
подан обратный провод, ток небаланса может не иметь
апериодической составляющей и реле может сработать при
внешнем к. з.
Таким образом схема дифференциальной защиты с реле РНТ
с двумя трансформаторами тока на стороне НН может
применяться только на двухобмоточных трансформаторах и при
условии, что установлено только два реле РНТ (рис. 6-7). В случае
применения реле РНТ на трехобмоточных трансформаторах на
стороне НН должны быть обязательно установлены три
трансформатора тока, а в схеме защиты — три реле. Последнее
требование объясняется тем, что на трехобмоточных
трансформаторах со схемами соединения обмоток Y/Y/Д или Y/A/Y
трехрелейная схема имеет в два раза более высокую
чувствительность, чем двухрелейная при двухфазных к. з. на стороне
НН или С#, где обмотка трансформатора соединена в Y- Для
трансформаторов Y/Д двухрелейная и трехрелейная схемы
защиты имеют одинаковую чувствительность при к. з. на стороне,
где обмотка трансформатора соединена в А (гл. 8).
6-6. Дифференциальная защита с реле
серии ДЗТ-10 (с магнитным торможением)
Промышленностью выпускается несколько типов реле серии
ДЗТ-10. Наиболее распространенными в распределительных
сетях являются реле ДЗТ-11 и ранее выпускавшееся реле ДЗТ-1,
имеющие одну тормозную обмотку.
Устройство реле ДЗТ-11 и схема его включения.
Упрощенная схема дифференциальной защиты с реле ДЗТ-11 (для одной
фазы) приведена на рис. 6-8. На трехстержневом магнитопроводе
НТТ, аналогичном тому, который применен в реле серии РНТ,
помимо первичной обмотки доР, разделенной на секции wP, wyP\ и
ШуР2, и вторичной обмотки w2y расположенной на двух крайних
стержнях, имеется еще тормозная обмотка кут, расположенная
на тех же крайних стержнях. Тормозная обмотка включается
в одно из плеч защиты и при внешнем к. з. по ней проходит
вторичный ток к. з. Эта обмотка осуществляет «магнитное»
торможение, т. е. автоматическое увеличение тока срабатывания
защиты (загрубление) по мере увеличения тормозного тока /т,
равного вторичному току к. з. Загрубление реле вызывается
тем, что ток /т дополнительно насыщает магнитопровод НТТ
реле ДЗТ, при этом ухудшается трансформация первичного тока
НТТ в его вторичную обмотку w2 и, следовательно, уменьшается
ток в исполнительном органе ИО.
98

irrn
Mz-
18
,2TT\
Wt^
kJn6u
/к.,
itgO *
(6-9)
8Ж
ио
Зависимость тока срабатывания реле от тормозного тока
называется тормозной характеристикой. Для реле с магнитным
торможением тормозная характеристика представляется в виде
зависимости магнитодвижущей силы, создаваемой рабочей
обмоткой НТТ (wp на рис. 6-9, а) при прохождении по ней
рабочего тока /Р (FP = Wplp), от магнитодвижущей силы,
создаваемой тормозной обмоткой wT при прохождении по ней тормозного
тока /т = h к. макс, вн (FT = WtI% к. макс, вн). Тормозные характе-
ристики реле ДЗТ-11
представлены на рис. 6-9, б [191.
Из принципиальной
схемы (рис. 6-9, а) видно, что
при внешнем к. з. по
тормозной обмотке проходит
вторичный ток к. з., а по
рабочей— ток небаланса,
который намного меньше, что
следует из выражений
(6-4) —(6-7). Для
обеспечения надежного
несрабатывания защиты при внешнем
к. з. число витков
тормозной обмотки [5, 22, 23]
Wz ;
Wp «
\wz
С ГГ
Рис. 6-8. Упрощенная схема
дифференциальной защиты трансформатора на
реле с НТТ и магнитным торможением
серии ДЗТ-10 (для одной фазы)
о> и wT — первичные рабочая и тормозная
обмотки; ш2 —вторичная обмотка; ИО —
исполнительный орган (реле РТ-40)
где /к. макс, вн —
периодическая составляющая
максимального тока к. з. на той
стороне трансформатора,
где включена тормозная
обмотка, А; /нб — ток
небаланса (первичный), определенный по выражениям (6-4) — (6-7),
A; Wp — расчетное число витков рабочей обмотки реле на той
стороне, где включена тормозная обмотка; k» — коэффициент
надежности, принимаемый равным 1,5; tg а = FV/FT — тангенс
угла наклона к горизонтальной оси (абсцисс) касательной,
проведенной из начала координат к тормозной характеристике,
соответствующей минимальному торможению (кривая 2 на
рис. 6-9, б), для реле ДЗТ-11 принимается в пределах 0,75—
0,8 [19].
На рис. 6-9, б область, расположенная ниже характеристики
2, является областью надежного несрабатывания защиты
(показан разомкнутый контакт реле). Область, расположенная на
10% выше характеристики /, является областью надежного
срабатывания защиты (показан замкнутый контакт реле).
В реле серии ДЗТ-10 (как и в ранее выпускавшемся
аналогичном реле ДЗТ-1) отсутствует короткозамкнутая обмотка,
V24*
99

имеющаяся в реле серии РНТ. Поэтому реле серии ДЗТ-10
несколько хуже отстроены от броска тока намагничивания при
включении трансформатора под напряжение. И по условию
надежной отстройки от броска этого тока необходимо
устанавливать ток срабатывания дифференциальной защиты с реле серии
ДЗТ-10 не менее чем 1,5/ном тР [2, 22 и 23].
Для обеспечения надежности срабатывания
дифференциальной защиты при к. з. в зоне действия на понижающих
трансформаторах тормозная обмотка реле ДЗТ-11 (и ДЗТ-1) должна
всегда включаться со стороны, противоположной питающей, т. е.
Ю
Рис. 6-9. Токораспределение в дифференциальной
защите с торможением (для одной фазы) при
внешнем к. з. (а) и тормозные характеристики реле
ДЗТ-11 (б)
на стороне НН и СН. Тогда при к. з. в зоне действия защиты
торможения не будет.
Условия и примеры расчета уставок дифференциальной
защиты с реле ДЗТ-11 (ДЗТ-1) приведены в работах [5 и 23].
Полные схемы дифференциальной защиты трансформаторов
с реле ДЗТ-11. Типовые схемы дифференциальных защит
понижающих трансформаторов с реле этой серии разработаны
в Руководящих указаниях [23]. В дополнение к ним в работе
[22] была предложена схема включения тормозной обмотки
реле ДЗТ-11 (ДЗТ-1) на сумму токов сторон НН и СН трехоб-
моточных трансформаторов (рис. 6-10). В этой широко
применяемой сейчас схеме тормозная обмотка обтекается током как
при внешнем к. з. на стороне НН, так и при внешнем к. з. на
стороне СН. При к. з. в зоне торможение отсутствует.
Для тех случаев когда тормозная обмотка вынужденно
включается на сторону, где есть питающий источник,
необходимо, кроме расчетного определения чувствительности защиты
с учетом торможения [23], произвести проверку надежности
100

срабатывания реле ДЗТ-11 при к. з. в зоне действия [22
или 5].
Схема включения трех реле типа ДЗТ-11 дифференциальной
защиты трехобмоточного трансформатора приведена на рис. 6-11.
Рис. 6-10. Принципиальная
-схема включения
рабочей (шр), уравнительных
(a>ypi и Доург) и
тормозной (wT) обмоток реле
ДЗТ-11 на трехобмоточном
трансформаторе (для одной
фазы)
Тормозная обмотка у всех реле ДЗТ-11 включена в
соответствии с рис. 6-10. При этом не предполагается питания трансфор-
17Ш ГШГ\ [ШГ]
8Ш$ вШб\ вША
Рис. 6-11. Принципиальная схема включения трех реле
ДЗТ-11 (ТДТА> ТДТв, ТДТс) дифференциальной
защиты трехобмоточного трансформатора
матора от сети СН при отсутствии основного источника ВН
(110—220 кВ). Полная схема защиты двухобмоточного
трансформатора, включая дифференциальную защиту с реле ДЗТ-11,
приведена на рис. 10-1,

Глава седьмая
ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА
7-1. Принцип действия и область применения
Газовая защита в соответствии с ГОСТ 10472—71
предназначена для защиты силовых трансформаторов с масляным
заполнением, снабженных расширителями, от всех видов
внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа,
ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от
утечки масла из бака трансформатора.
Измерительным органом газовой защиты является газовое
реле. Газовое реле представляет собой металлический сосуд
с двумя поплавками (элементами), который врезается в
наклонный трубопровод, связывающий бак трансформатора с
расширителем. При нормальной работе трансформатора газовое
реле заполнено трансформаторным маслом, поплавки находятся
в поднятом положении и связанные с ними электрические
контакты— разомкнуты. При незначительном повреждении в
трансформаторе (например, витковое замыкание) под воздействием
местного нагрева из масла выделяются газы, которые
поднимаются вверх, к крышке бака, а затем скапливаются в верхней
части газового реле, вытесняя из него масло. При этом верхний
из двух поплавков (элементов) опускается вместе с уровнем
масла, что вызывает замыкание его контакта, действующего на
предупредительный сигнал. При серьезном повреждении внутри
трансформатора происходит бурное газообразование и под
воздействием выделившихся газов масло быстро вытесняется из
бака в расширитель. Поток масла проходит через газовое реле
и заставляет сработать нижний поплавок (элемент), который
дает команду на отключение поврежденного трансформатора.
Этот элемент срабатывает также и в том случае, если в баке
трансформатора сильно понизился уровень масла (например,
при повреждении бака и утечке масла).
Газовая защита является очень чувствительной и весьма
часто позволяет обнаружить повреждение в трансформаторе в
самой начальной стадии. При серьезных повреждениях
трансформатора газовая защита действует достаточно быстро: 0,1—0,2 с
(при скорости потока масла не менее чем на 25% выше
уставки). Благодаря этим достоинствам газовая защита обязательно
устанавливается на всех трансформаторах мощностью 6,3 MB-А
и более, а также на всех внутрицеховых понижающих
трансформаторах, начиная с мощности 630 кВ-А. Допускается
установка газовой защиты и на трансформаторах от 1 до 4 MB-А.
На трансформаторах с РПН дополнительно предусматривается
отдельная газовая защита устройства РПН [1].
102

7-2. Типы газового реле и схемы газовой защиты
Первые газовые реле появились около 50 лет назад. Это
были так называемые поплавковые реле. В СССР они имели
обозначение ПГ-22 и ПГЗ-22 (поплавковое газовое
Запорожского трансформаторного завода). В качестве поплавков
использовались полые запаянные металлические цилиндры. Контакты
выполнялись в виде стеклянных колбочек, частично заполненных
ртутью. Каждый из этих ртутных контактов жестко связан с
соответствующим поплавком. При опускании верхнего поплавка
или опрокидывании потоком масла нижнего поплавка
соответствующий ртутный контакт поворачивается и ртуть внутри него
переливается таким образом, что замыкает впаянные в
колбочку электрические контакты, создавая цепь на сигнал или на
отключение [2,3].
В связи с большим количеством неправильных действий
газовых защит, в том числе из-за конструктивных недостатков
реле ПГ-22 и ПГЗ-22, в 1950-х годах было предложено
несколько новых конструкций газовых реле. Наибольшее
распространение получило разработанное в Челябэнерго газовое реле
РГЧ-61, промышленный выпуск которых освоил Запорожский
трансформаторный завод (РГЧЗ-66). Конструкция этого реле
описана в § 7-3.
С начала 1970-х годов на отечественных трансформаторах
устанавливается газовое реле Бухгольца типа BF-80/Q
производства Германской Демократической Республики.
Конструкция этого реле описана в § 7-4.
В соответствии с ГОСТ 10472—71 все газовые реле должны
иметь два элемента и обеспечивать замыкание двух
независимых электрических цепей: сигнальной и отключающей.
Правилами [1] предусматривается возможность перевода действия
отключающего элемента газовой защиты на сигнал. О том, в
каких случаях допускается этот перевод, говорится в § 7-5.
Источниками оперативного тока для газовой защиты могут
служить: аккумуляторная батарея, блоки питания,
предварительно заряженные конденсаторы и трансформатор
собственных нужд (или трансформатор напряжения). Использование
в качестве источника переменного оперативного тока ТСН (или
TJH) допустимо только в том случае, если для
дифференциальной и максимальной токовой защит этого же трансформатора
используется другой источник оперативного тока —
трансформатор тока (§ 4-5) или предварительно заряженный конденсатор
(§ 4-6). При таком сочетании источников оперативного тока
повышается надежность защиты трансформатора [23].
Использование для всех защит трансформатора, и в том
числе газовой, в качестве источника оперативного тока только
предварительно заряженных конденсаторов допустимо лишь при
условии обеспечения надежного их заряда не только от источ-
10В

ника переменного напряжения 6 или 10 кВ, но и от тока к. з.
(§4-6).
На рис. 7-1 приведена часть принципиальной схемы
выходных цепей защиты трансформатора, в которой источником
оперативного тока служат предварительно заряженные
конденсаторы Б/С. Разряд конденсаторов на катушку выходного
промежуточного реле РП происходит при срабатывании газовой защиты
(замыкается контакт РГО), а также дифференциальной ДЗ
или максимальной токовой защиты МТЗ. Одновременно с РП
срабатывает соответствующее указательное реле РУ или 1РУ,
обеспечивая действие аварийной сигнализации.
Промежуточное реле действует своими контактами на отключение выклю-
0 т зарядных устр о йот t
Рис. 7-1. Часть
принципиальной схемы выходных
оперативных цепей защиты
трансформатора, в том числе
газовой, с предварительно
заряженными
конденсаторами
чателей всех сторон трансформатора, а также на включение
короткозамыкателя или на запуск устройства передачи
отключающего импульса. Источниками оперативного тока при
выполнении каждой из этих операций служат отдельные блоки
конденсаторов (на схеме не показаны). Кроме того, один из
замкнувшихся контактов реле РП обеспечивает его
самоудерживание. Это необходимо потому, что при бурном
газообразовании и большой скорости потока масла контакт отключающего
элемента РГО может замыкаться лишь кратковременно.
С помощью отключающего устройства (накладки) ОУ
можно перевести действие отключающего элемента РГО на сигнал
(это положение 2 устройства ОУ).
В цепи отключающего элемента РГО имеется размыкающий
контакт реле РПКЗ. Он размыкается после включения
короткозамыкателя трансформатора, поскольку на этом действие
газовой защиты должно прекратиться, несмотря на то, что контакт
РГО может остаться в замкнутом положении из-за
конструктивных особенностей газового реле.
На рис. 7-2 приведена принципиальная схема отключающих
цепей газовой защиты на переменном оперативном токе.
Источником оперативного тока служит трансформатор собственных
нужд ТСН, включенный со стороны НН трансформатора 10 или
104

i От ТСН
6 кВ. В этой схеме, как и в предыдущей, предусмотрена
возможность перевода действия отключающего элемента РГО на
сигнал с помощью перестановки отключающего устройства ОУ
в положение /. Имеется также цепь самоудерживания
промежуточного реле РП через его замыкающий контакт РП\ и
размыкающий контакт РПКЗ, который размыкается после
включения короткозамыкателя, когда самоудерживания уже не
требуется, но оно могло бы
продолжаться, если питание цепей
оперативного напряжения производится от
ТСН соседнего, неповрежденного
трансформатора. Контакты РП2 и
РПЪ действуют соответственно на
электромагнит включения
короткозамыкателя ЭВКЗ и на
электромагнит отключения выключателя 10(6)
кВ ЭОВ, а на трехобмоточном
трансформаторе — и на
электромагнит отключения выключателя
35 кВ (на схеме не показан). Все
электромагниты предназначены для
питания от источника переменного
напряжения 220 В. У этих же
коммутационных аппаратов имеются и
другие ЭВ и ЭО, предназначенные
для работы от трансформаторов тока или от предварительно
заряженных конденсаторов при действии дифференциальной
или максимальной токовой защит трансформатора [23].
Рис. 7-2. Принципиальная
схема отключающих цепей
газовой защиты на переменном
оперативном токе
7-3. Реле чашечковое РГЧЗ-66
Реле газовое чашечковое, выпускавшееся Запорожским
трансформаторным заводом до 1978 г. (РГЧЗ-66), отличается от
поплавковых реле ПГ-22 главным образом кенструкцией выемной
части. Последняя состоит из двух элементов — сигнального и
отключающего. Сигнальный элемент представляет собой
плоскодонную чашку из анодированного алюминия с жестко
прикрепленным контактом, который передвигается при повороте
чашки навстречу неподвижному контакту. В нормальном,
верхнем, положении чашка удерживается пружинкой, при этом
контакты разомкнуты. Когда происходит повреждение
трансформатора со слабым газообразованием, газ накапливается в верхней
части газового реле и вытесняет из него масло. При понижении
уровня масла ниже дна чашки сигнального элемента она
опускается под воздействием собственного веса и веса оставшегося
в пей масла. Опускаясь, чашка поворачивается вокруг своей
оси и сигнальные контакты при этом замыкаются.
5 М. А. Шабад
105

Отключающий элемент также представляет собой чашку
с контактом, которая удерживается в верхнем положении
пружинкой. В отличие от сигнального отключающий элемент имеет
пластину (лопасть), расположенную против входного отверстия
газового реле. При серьезном повреждении в трансформаторе,
сопровождающемся бурным газообразованием, поток масла
устремляется через газовое реле и поворачивает пластину. При
этом замыкаются контакты, действующие на отключение
трансформатора. Сама чашка при повороте пластины не
поворачивается. Такая конструкция обеспечивает быстродействие
газовой защиты: не более 0,2 с при скорости потока масла не менее
чем на 25% выше уставки.
В комплекте реле РГЧЗ имеются три разные пластины,
каждая из которых откалибрована на соответствующую скорость
потока масла (уставку): 0,6; 0,9; 1,2 м/с. Уставка 0,6 м/с
рекомендуется для трансформаторов до 40 МВ-А с масляным
охлаждением и естественной циркуляцией масла и с дутьем и
естественной циркуляцией масла (буквенные обозначения
соответственно М и Д). Уставка 0,9 м/с — для трансформаторов свыше
40 МВ-А с дутьем (Д). Уставка 1,2 м/с — для трансформаторов
любой мощности с масляно-водяным охлаждением с
принудительной циркуляцией масла (Ц) и масляным охлаждением
с дутьем и принудительной циркуляцией масла (ДЦ) [24].
При аварийной утечке масла из бака трансформатора масло
из газового реле уходит и обе чашки опускаются. Контакты
газового реле действуют на сигнал и на отключение. Таким
образом, отключающие контакты могут замыкаться и при повороте
пластины и при опускании отключающей чашки, причем в
последнем случае поворачивается также пластина.
Подробное описание реле РГЧЗ-66, указания по наладке и
обслуживанию газовой защиты с этим реле приведены в [24].
7-4. Реле Бухгольца (ГДР)
Газовое реле Бухгольца выпускается Магдебургским
заводом электротехники и приборостроения (EGEM) в Германской
Демократической Республике. В СССР поставляется с начала
1970-х годов одна из модификаций реле Бухгольца: двухпоплав-
ковое реле BF-80/Q. Индекс В указывает на наличие двух
элементов (поплавков), F — на способ крепления — фланцем, Q —
на квадратную форму фланца, цифра 80 обозначает внутренний
диаметр в миллиметрах трубопровода, в который врезается
газовое реле. Присоединительные размеры этого реле такие же,
как у реле РГЧЗ-66.
Реле Бухгольца, в том числе BF-80/Q, состоит из
металлического корпуса, крышки и встроенного блока. Для осмотра
встроенного блока в корпусе имеются застекленные отверстия
с откидными крышками,
106

На крышке реле закреплены: встроенный блок, пробный кран,
контрольная клавиша для опробования действия реле путем
имитации ухода масла из трансформатора. Здесь же
расположены зажимы для присоединения электрических цепей.
Встроенный блок двухпоплавкового реле (рис. 7-3) состоит
из двух элементов: верхнего (сигнального) и нижнего
(отключающего). К верхнему поплавку 3 сигнального элемента жестко
прикреплен постоянный магнит б. При уходе масла из корпуса
реле верхний поплавок 3
поворачивается в
направлении, показанном
стрелкой, магнит 6
приближается к магнитоуправляе-
мому контакту 5, что
вызывает замыкание цепи
сигнализации (два пра- j
вых зажима 4). Принцип
действия и устройство
магнитоуправляемых
контактов (герконов)
описаны в работе [2]. 2
Нижний
(отключающий) элемент состоит из
поплавка Р, жестко при- 1
крепленного к нему
постоянного магнита 7,
магнитоуправляемого
контакта 8, а также
напорного клапана (заслонки)
1, который удерживается
в исходном состоянии
батареей ПОСТОЯННЫХ маг- Рис. 7-3. Двухпоплавковый блок газового
нитов 2. Зазор между Реле Бухгольца (ГДР)
магнитами и напорным
клапаном может изменяться в зависимости от того, при
какой скорости потока масла (уставке) должно срабатывать
реле. Уставки отключающего элемента реле Бухгольца
несколько отличаются от уставок реле РГЧЗ-66 (§ 7-3). Уставка
0,65 м/с у реле Бухгольца принимается для тех
трансформаторов, для которых на реле РГЧЗ-66 устанавливается
0,6 м/с. Во всех остальных случаях используется уставка
I м/с. Уставку 1,5 м/с у реле BF-80/Q применять не
рекомендуется [24].
При серьезном повреждении трансформатора, которое
сопровождается бурным газообразованием и сильным перетоком
масла из бака в расширитель, поток масла входит в газовое реле и
опрокидывает напорный клапан (заслонку) 1 (на рис. 7-3
направление потока масла показано стрелкой). При этом повора-

чиваются нижний отключающий поплавок 9 и жестко
прикрепленный к нему постоянный магнит 7. После приближения
магнита 7 к магнитоуправляемому контакту 8 замыкается цепь
отключения газовой защиты (два левых зажима 4).
Время срабатывания реле Бухгольца на отключение при
скорости потока масла, на 25% превышающей уставку, составляет
по данным завода-изготовителя 0,22 с — для ранее
выпускавшихся реле и 0,09 с — для новых реле с измененной
конструкцией напорного клапана (заслонки).
При уходе масла из бака трансформатора и, следовательно,
из газового реле отключающий поплавок 9 опускается,
поворачиваясь таким образом, что постоянный магнит 7 приближается
к магнитоуправляемому контакту 5, в результате чего
замыкается цепь отключения газовой защиты.
Проверка исправности сигнального элемента на
установленном реле Бухгольца производится с помощью испытательного
насоса, который навинчивается на пробный кран,
расположенный на крышке реле. Проверка работы сигнального и
отключающего элементов реле производится путем нажатия
контрольной клавиши. За движением поплавков можно наблюдать через
застекленное окно в корпусе реле.
При проверке электрической прочности изоляции жил
контрольного кабеля газовой защиты с реле Бухгольца необходимо
помнить, что электрическая прочность магнитоуправляемых
контактов составляет 500—600 В, и поэтому это реле на время
проверки необходимо отсоединять. Измерение сопротивления
изоляции контактов реле Бухгольца следует производить мега-
омметром на 500 В [14]. В 1979 г. Минэнерго СССР выпустило
инструкцию по обслуживанию реле BF-80/Q.
7-5. Обслуживание газовой защиты
Газовая защита существенно отличается от других (токовых)
защит трансформатора, во-первых, своей высокой
чувствительностью к внутренним повреждениям трансформатора и,
во-вторых, тем, что после действия газовой защиты на сигнал или на
отключение в газовом реле остается воздух или газ, вызвавшие
это действие. По отличительным признакам отобранного из реле
газа можно составить представление о характере повреждения
в трансформаторе. Обслуживание газовой защиты также имеет
ряд специфических особенностей и производится в соответствии
с действующими инструкциями [24].
Выполнение операций с газовой защитой при первом
включении нового (или вышедшего из капитального ремонта)
трансформатора. Перед первым включением под напряжение нового
трансформатора в соответствии с Инструкцией Главтрансфор-
матора Минэлектротехпрома и Главтехуправлеиия Минэнерго
108

СССР (РТМ 16687000—73 для трансформаторов 110—500 кВ)
необходимо контакт сигнального элемента газового реле
включить параллельно контакту отключающего элемента этого же
реле и направить действие обоих элементов на отключение.
Такая временная схема должна сохраняться в течение первых
30 мин нахождения трансформатора под напряжением.
Очевидно, что именно в эти первые минуты наиболее вероятно
выявление возможных дефектов нового трансформатора и
возникновение каких-либо повреждений, сопровождающихся выделением
газа. В этих условиях сигнальный элемент произведет
отключение трансформатора, прежде чем повреждение сможет
развиться.
После этого 30-минутного периода трансформатор
отключается для осмотра и контакт сигнального элемента газового реле
должен быть возвращен в свою нормальную цепь сигнализации.
Отключающий элемент должен оставаться в положении на
отключение. Таким образом, при включении трансформатора под
нагрузку сигнальный элемент действует на сигнал, а
отключающий— на отключение (рис. 7-1 и 7-2).
Надо помнить, что при этом возникает вполне реальная
опасность неправильного (излишнего) действия газовой защиты
на отключение из-за скопления в газовом реле воздуха. Дело
в том, что в свежем трансформаторном масле, а также между
обмотками и деталями внутри нового трансформатора имеется
определенное количество воздуха, который по мере нагрева
трансформатора током нагрузки поднимается к верхней крышке
трансформатора и скапливается в верхней части газового реле.
Во избежание излишнего срабатывания газовой защиты на
некоторых предприятиях было принято переводить действие
отключающего элемента на сигнал на весь период выделения
воздуха. Поскольку этот период может продолжаться от 1 до
3 суг, а оставлять работающий трансформатор без газовой
защиты чрезвычайно опасно, Главтехуправление Минэнерго
СССР в 1976 г. специально указало на то, что отключающий
элемент не должен переводиться на сигнал на время выделения
воздуха из трансформаторного масла. При этом необходимо
обеспечить контроль за выделением воздуха и своевременный
выпуск его из газового реле. Эти операции должны производиться
оперативным персоналом подстанции или оперативно-выездной
бригадой (ОВБ) в течение всего периода выделения воздуха
[14]. Наблюдение за выделением воздуха ведется через
смотровое стекло газового реле. Воздух должен периодически
выпускаться через кран на крышке газового реле.
Обслуживание газовой защиты в нормальных условиях.
Оперативный персонал подстанции или ОВБ должен периодически
осматривать газовые реле и все элементы газовой защиты,
обращая внимание на уровень масла в расширителях, на отсутствие
109

течи масла из трансформатора, на отсутствие газа или воздуха
в газовом реле. Необходимо следить за тем, чтобы
отключающее устройство (накладка) находилось в положении, при
котором отключающий элемент газовой защиты введен на
отключение (как показано на рис. 7-1 и 7-2).
Действие отключающего элемента газовой защиты должно
переводиться на сигнал только в следующих случаях:
на время проверки газовой защиты;
при неисправности газовой защиты;
при работах в масляной системе трансформатора, когда
возможны толчки масла или попадание в масло воздуха, что
может привести к срабатыванию газовой защиты (например,
при заполнении элементов системы охлаждения маслом на
работающем трансформаторе, при регенерации масла
трансформатора под нагрузкой и др.);
при выводе в резерв трансформатора (имеющего газовую
защиту со старыми газовыми реле типа ПГ-22 и ПГЗ-22), если
на нем не введена автоматика включения резерва (АВР);
при доливке масла в трансформатор, если уровень масла
оказывается ниже газового реле (после доливки масла
отключающий элемент снова переводится на отключение).
После доливки масла в трансформатор и после включения
трансформатора, который долго находился в отключенном
состоянии, оперативный персонал должен вести наблюдение за
выделением воздуха из трансформатора и периодически
выпускать его через кран в крышке реле, не допуская срабатывания
сигнального элемента газового реле.
Действия оперативного персонала при срабатывании
газовой защиты. В соответствии с Правилами технической
эксплуатации (ПТЭ) при срабатывании газовой защиты на сигнал
должен быть проведен наружный осмотр трансформатора, отобран
газ из реле для анализа и проверки на горючесть. В случае
если газ горючий или в нем содержатся продукты
разложения изоляции, трансформатор должен быть немедленно
отключен.
При автоматическом отключении трансформатора действием
защит от внутренних повреждений (газовой и
дифференциальной) трансформатор можно включать в работу только после
осмотра, испытаний, анализа газа и устранения выявленных не-
нормальностей. При действии этих защит запрещается АПВ
трансформатора.
Отбор пробы газа из газового реле и проведение на месте
экспресс-анализа газа производятся по местной инструкции.
Описание этих работ приведено в работе [24]. Там же даны
рекомендации по выполнению и настройке отдельной газовой
защиты устройства РПН трансформатора.

Глава восьмая
МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА
8-1. Принцип действия и область применения
Максимальная токовая защита срабатывает при увеличении
тока защищаемого элемента сверх установленного тока
срабатывания (уставки).
Очевидно, что причиной увеличения тока в защищаемом
элементе может быть не только к. з. на этом элементе, но и к. з.
на каком-то отходящем элементе (внешнее к. з.). Увеличение
тока может произойти и в
результате внезапного
подключения к защищаемому
элементу дополнительной
нагрузки, например в
результате действия АВР или
отключения параллельно
работающего элемента. По
принципу действия
максимальная токовая защита
реагирует на увеличение
тока сверх ее уставки по
току вне зависимости от
причины, вызвавшей
увеличение тока. Поэтому для
предотвращения излишних
(неселективных) срабатываний
при внешних к. з.
логическая часть защиты должна
обязательно иметь орган выдержки времени, замедляющий ее
действие на время, необходимое для срабатывания защиты
поврежденного элемента. А для предотвращения излишних
срабатываний при перегрузках измерительная часть защиты должна
иметь ток срабатывания (уставку), больший, чем максимально
возможный ток перегрузки (§ 8-4).
Измерительная часть максимальной токовой защиты состоит
из двух или трех максимальных реле тока (условное обозначен
ние Т> или />), включенных на токи фаз защищаемого
элемента (рис. 8-1). Выходное действие реле тока осуществляется
по схеме ИЛИ, т. е. защита может сработать при срабатывании
одного, двух или трех токовых реле. В логической части
обязательно имеется орган выдержки времени В. В защите есть
сигнальный орган СО, а также может быть предусмотрен
исполнительный орган #0, распространяющий действие защиты на
несколько коммутационных аппаратов (см. также рис, 4-3),
Рис.
8-1. Функциональная схема
максимальной токовой защиты
8 —орган выдержки времени
ill

Достоинствами максимальной токовой защиты являются
простота выполнения и обслуживания и, следовательно, малая
стоимость. К недостаткам относятся: трудность отстройки от токов
перегрузки; относительно медленное отключение к. з. (несколько
секунд); невозможность селективной настройки в сетях с
двусторонним питанием, а также на параллельно работающих
трансформаторах и линиях [2 и 3]. Эти недостатки ограничивают
применение максимальных токовых защит на линиях
электропередачи 35 кВ и выше, но на понижающих трансформаторах
практически любой мощности максимальная токовая защита по-
прежнему устанавливается в обязательном порядке либо в
качестве основной, либо вспомогательной (резервной) защиты [1].
На трансформаторах мощностью менее 1 MB-А
максимальная токовая защита является основной защитой от токов,
обусловленных к. з. в трансформаторе, поскольку на.этих
трансформаторах обычно не устанавливаются дифференциальная и
газовая защиты, а токовая отсечка (если она устанавливается)
защищает только часть трансформатора. Максимальная токовая
защита, кроме того, является основной защитой шин низшега
напряжения, а также резервной защитой для элементов сети
низшего напряжения.
На трансформаторах мощностью 1 MB-А и более
максимальная токовая защита предназначается для действия в качестве
основной защиты при к. з. на шинах низшего и среднего
напряжений и в качестве резервной — при к. з. на отходящих
элементах сетей низшего и среднего напряжений. При этом
предполагается, что на трансформаторе имеются дифференциальная и
газовая защиты или одна из них. Надо напомнить, что
максимальная токовая защита — значительно более грубая и
медленнодействующая защита, чем дифференциальная и газовая, и
поэтому не может быть для них полноценной заменой [1].
Максимальная токовая защита — единственная из всех
типовых защит трансформаторов малой и средней мощности,
которая осуществляет дальнее резервирование, т. е. защиту
элементов сети низшего (среднего) напряжения в случае к. з. на
каком-либо из элементов и отказе его собственной защиты или
выключателя. Поэтому при выборе схемы и параметров
срабатывания (уставок) максимальной токовой защиты
трансформаторов необходимо учитывать требования дальнего
резервирования.
На понижающих трансформаторах максимальная токовая
защита всегда устанавливается со стороны основного питания»
а на многообмоточных трансформаторах, кроме того, на
сторонах низшего и среднего напряжений.
На двухобмоточных трансформаторах упрощенных
подстанций (рис. 8-2) также могут предусматриваться два комплекта
максимальных токовых защит, из которых комплект / действует
с меньшей выдержкой времени на отключение выключателя В9
112

а комплект 2 —на включение короткозамыкателя КЗ с большей
выдержкой времени (рис. 8-2, а). Это необходимо для того,
чтобы при к. з. на шинах низшего напряжения (10 или 6 кВ) не
включался короткозамыкатель и не отключалась питающая
линия 35—НО кВ, от которой могут питаться еще несколько
подстанций. При этом защита / может выполняться весьма просто:
с помощью реле прямого действия типа РТВ, встроенных в
привод выключателя В. В некоторых энергосистемах комплект /
выполняют на реле косвенного действия и используют его не
только для отключения выключателя В при к. з. на шинах НН,
а)
вн\
£
КЗ
-dh
в
ТВ
НН
К
Рис. 8-2. Выполнение максимальной токовой защиты
на двухобмоточном трансформаторе: двумя
комплектами (а) и одним комплектом с двумя выдержками
времени В\ и В2
но и для ускорения действия комплекта 2. Если к. з. происходит
в трансформаторе, то комплект / не запускается, а комплект 2
действует без замедления. Если к. з. происходит на шинах или
в сети ##, то запускаются оба комплекта, при этом комплект /
автоматически разрывает цепь ускоренного действия
комплекта 2, сохраняя в работе цепь с выдержкой времени.
При выполнении максимальной токовой защиты одним
комплектом также обеспечивается двухступенчатое действие защиты:
с меньшей выдержкой времени на отключение выключателя на
стороне НН, а с большей — на включение короткозамыкателя на
стороне ВН (рис. 8-2,6). При этом обе выдержки времени
могут быть выполнены одним реле времени с импульсным В\ и
замыкающим В2 контактами. На рис. 8-2 условно показано
включение максимальных токовых защит на трансформаторы тока ТТ
одной фазы, на самом деле, как уже указывалось, токовые реле
этих защит включаются на токи двух или трех фаз. Схемы
включения токовых реле приведены в § 8-2.
113

На трехобмоточных трансформаторах комплекты максималь*
ных токовых защит устанавливаются либо со всех сторон
трансформатора (рис. 8-3, а), либо только с двух сторон (рис. 8-3,6),
но при этом защита со стороны основного питания ВН
выполняется с двумя выдержками времени. Меньшая выдержка вре«
мени В\ предназначена для отключения выключателя В среднего
напряжения С//, а большая В2 — для включения короткозамы-
кателя КЗ на стороне ВН (или для отключения выключателя
ВН, если он предусмотрен). При этом самостоятельная
защита / должна действовать с выдержкой времени, меньшей,
чем В\ защиты 2.
а)
б)
днК
Вклю9е,
*&
TBi дг
Отключение
СН
сН
Ш1
£
нн
Рис. 8-3. Выполнение максимальной токовой защиты на
трехобмоточном трансформаторе тремя (а) и двумя (б)
комплектами
На трансформаторах с расщепленной обмоткой НН (НН\ и
НН2) комплекты максимальных токовых защит устанавливаются
на стороне ВН и на сторонах НН\ и НН2, питающих разные
секции.
8-2. Типы максимальных реле тока
и схемы их включения
Для выполнения максимальной токовой защиты могут использоваться
максимальные реле тока разных конструкций. До последнего времени
отечественная промышленность выпускала в основном электромеханические реле
тока, т. е. реле с подвижными элементами и контактным выходом,
выполненные на электромагнитном и индукционном принципах. Сейчас на
Чебоксарском заводе начинается выпуск статических, т. е. бесконтактных
максимальных реле тока, а точнее — комплектных многофункциональных защит на
микросхемах, выполняющих в числе других функций также функции
максимальной токовой защиты. На Рижском заводе Энергоавтоматика уже
выпускаются статические максимальные токовые защиты типа ЛТЗ (для сельских
линий 10 кВ) и типа МТЗ-М (в основном для трансформаторов),
выполненные на полупроводниковых элементах. Описание МТЗ-М дано в § 8-6.
Максимальные токовые защиты применяются либо с обратно зависимой
рт тока выдержкой времени (сокращенно с зависимой характеристикой), либо
с независимой от тока выдержкой времени (с независимой характеристикой)*
Ш

Максимальная токовая защита с зависимой характеристикой применяется
только на трансформаторах небольшой мощности с высшим напряжением 6
или 10 кВ и иногда 35 кВ. Реле тока с зависимой характеристикой (рис. 8-4)
автоматически уменьшает время срабатывания при увеличении тока через
реле. Но начиная с какой-то определенной кратности тока по отношению
к току срабатывания реле (/к//с. р), реле действует с одной и той же
установленной выдержкой времени. Такая характеристика называется
ограниченно зависимой.
Максимальная токовая защита с ограниченно зависимой характеристикой
в настоящее время осуществляется с помощью одного из двух типов
электромеханических реле: электромагнитного реле прямого действия типа РТВ
или индукционного реле косвенного действия типа РТ-80.
Реле прямого действия РТВ выполняет одновременно функции токового
измерительного органа (реле тока) и органа выдержки времени (реле
времени). Замедление действия реле РТВ
достигается с помощью часового
механизма [15 и 25]. Реле РТВ встраивается в
пружинный привод выключателя 6 или
10 кВ и, реже, 35 кВ. Реле РТВ имеют
6 исполнений — от I до VI, отличающихся
друг от друга значениями токов
срабатывания (уставок). Реле PTBI —РТВШ
умеют характеристику (кривая 2 на рис. 8-4),
у которой независимая (установившаяся)
часть наступает при токе, равном примерно
1,6 /с. Р. Реле РТВ IV —РТВ VI имеют бо- и icp lao a
лее пологую характеристику (кривая 3
на рис. 8-4), у которой независимая часть Рис. 8-4. Ограниченно зависи-
наступает при токе, равном примерно мые характеристики разных
3/с. р. типов максимальных реле тока
ИндукЦИОННОе реле РТ-80 (прежнее /-реле РТ-90; 2-релеРТВ1-РТВШ;
наименование ИТ-80) применяется в релей- з—реле ptbiv-ptbvt, 4—реле
ной защите уже более 50 лет, причем
конструкция его практически не менялась [2,
3 и 19]. Столь длительное и широкое применение этого типа реле объясняется
целым рядом достоинств:
реле имеет удачную характеристику (кривая 4 на рис. 8-4), хорошо
согласующуюся с время-токовыми характеристиками плавких предохранителей,
установленных на отходящих элементах [5 и 11], причем эта характеристика
создается без часового механизма или отдельного реле времени, как это
осуществляется в других реле и защитах;
реле имеет мощные контакты, способные действовать непосредственно на
электромагнит отключения выключателя в схемах на оперативном
постоянном токе и дешунтировать электромагнит отключения в схемах на переменном
оперативном токе, в последнем случае применяются реле РТ-85 или РТ-95
(§ 4-5);
в дополнение к индукционному элементу в реле РТ-80 имеется электрод-
магнитный элемент — отсечка, с помощью которой можно обеспечить
мгновенное действие реле при вторичном токе к. з., в 2—8 раз превышающем ток
срабатывания индукционного элемента /с. Р (на рис. 8-4 характеристика
отсечки показана штриховой линией, начиная с тока 4 /с. р);
реле имеет встроенный сигнальный элемент.
Таким образом в одном реле РТ-80 объединены измерительный орган
двухступенчатой максимальной токовой защиты, логическая часть, сигнальный
и исполнительный органы, что делает защиту с реле РТ-80 простой и
дешевой. Однако по сравнению с современными статическими реле у РТ-80
имеются существенные недостатки: наличие подвижных частей (в том числе
практически непрерывно вращающегося диска), низкий коэффициент возврата,
большие габариты и масса, возможность ложного срабатывания при
воздействии ударных нагрузок (например, при включении выключателя, уста*
115

новленного в той же ячейке КРУ, где размещаются реле РТ-80, или в со*
седней ячейке).
На трансформаторах с высшим напряжением 35, ПО, 220 кВ
максимальная токовая защита выполняется с независимой характеристикой.
Измерительный орган такой защиты состоит из максимальных реле тока
мгновенного действия, как правило, типа РТ-40.
Электромагнитное реле косвенного действия РТ-40 выпускается в течение
примерно 20 лет. Его предшественником является электромагнитное реле
ЭТ-520, до сих пор находящееся в эксплуатации. В 1969 г. реле РТ-40 было
модернизировано путем уменьшения сечения магнитопровода и увеличения:
совместного хода контактов для снижения вибрации и повышения
надежности замыкания контактов при больших кратностях тока к. з. по отношению
а)
S-
I
"="/1 *8 С
«
сги
DM
5)
I
я_
— А К В С
6)
гм
f—|2
xMir
*)
i
i *
<в с
-04
П2 1
—!~fl { '
А *В С
Рис. 8-5. Типовые схемы включения токовых реле
максимальных токовых защит понижающих
трансформаторов: а — полная звезда; б — неполная звезда с тремя
реле; в — треугольник с тремя реле; г — треугольник
с двумя реле
к номинальному току трансформаторов тока. Описание реле РТ-40 и его
технические характеристики приведены в работах [2, 3 и 19]. Для реле РТ-40
характерны все недостатки, присущие электромеханическим реле:
сравнительно низкий коэффициент возврата (ОД в то время как у статических
реле « 1), наличие подвижных частей и др. Особо следует отметить, что при
несинусоидальной форме кривой вторичного тока, что имеет место при
насыщении трансформаторов тока, подвижная система реле может вибрировать,
из-за чего не обеспечивается надежное замыкание контактов и может
произойти отказ действия защиты. Поэтому для защит с реле РТ-40 (а также
с реле ЭТ-520 и РТ-80) должна производиться специальная расчетная
проверка надежной работы этих реле при максимальных значениях тока к. з.
через защиту [2 и 5].
Схемы включения токовых реле максимальной токовой защиты
трансформаторов выбираются таким образом, чтобы обеспечить наибольшую
чувствительность защиты при всех видах внешних к. з., т .е. при к. з. на
сторонах НН и СН. Типовые схемы включения токовых реле приведены на рис. 8-5.
Схема полной звезды (рис. 8-5, а) применяется редко, поскольку для нее
требуются три трансформатора тока, а на элементах сетей 6—35 кВ, как
правило, устанавливают трансформаторы тока только на двух фазах [2],
116

На трансформаторах ПО—220 кВ схема полной звезды принципиально могла
бы применяться, но практически не применяется по следующим основным
причинам.
1. Токовые реле максимальной токовой защиты обычно включаются нате
же трансформаторы тока 110—220 кВ, куда включены токовые реле
дифференциальной защиты, а эти трансформаторы тока на стандартных силовых
трансформаторах со схемами соединения обмоток У/Л, y/Y/Л, У/Л-Д
собираются в схему треугольника (рис. 8-5, в и г) по причине, указанной в § 6-4.
2. В случае глухого заземления нейтрали 110—220 кВ на защищаемом
понижающем трансформаторе его максимальную токовую защиту трудно
отстроить (обеспечить несрабатывание) при однофазном к. з. на землю в
питающей сети НО—220 кВ. Это объясняется тем, что при таком к. з. во всех
трех фазах трансформатора на стороне ВН проходят токи к. з., равные
1/3 тока 1^\ проходящего через его заземленную нейтраль (рис. 1-2).
Расчеты показывают, что значение этих токов, как правило, намного превосходит
номинальный ток даже у маломощных трансформаторов.
Схема неполной звезды (рис. 8-5, б) является типовой для понижающих
трансформаторов 6 или 10 кВ со схемами соединения обмоток Y/У или
Л/У, а также для трансформаторов 35 кВ, не оборудованных
дифференциальной защитой.
Схема неполной звезды выполняется с тремя реле на трансформаторах
с соединением обмоток Y/Л и Л/У и с двумя реле — на трансформаторах
Y/У» но при условии, что имеется специальная токовая защита нулевой
последовательности от к. з. на землю на стороне НН (гл. 9). Как видно из
схемы неполной звезды (рис. 8-5,6), два реле включены на токи фаз,
обычно А и С, а третье — в обратный провод, в котором при симметричном
трехфазном режиме проходит ток, равный по значению токам фаз А и С.
Схема неполной звезды с тремя реле имеет в два раза большую
чувствительность, чем та же схема с двумя реле, при двухфазных к. з. за
трансформатором со схемой соединения обмоток Y/Л или Л/Y Это видно
из рис. 1-4, где в одной из фаз на стороне ВН проходит ток, в два раза
больший, чем в двух других фазах. При установке только двух реле может
оказаться, что через них пройдут меньшие токи (0.5 /j^j, а при установке
трех реле — при всех сочетаниях двухфазного к. з. за трансформатором
(А и В, В и С, С и А) через одно из реле всегда пройдет больший ток,
равный по значению току трехфазного к. з. Поэтому схема неполной звезды
применяется с тремя реле, причем не только для повышения
чувствительности к к. з. на шинах НН (С#), но и для повышения эффективности дальнего
резервирования.
Схема соединения трансформаторов тока в треугольник, а реле в звезду
(рис. 8-5, в и г), сокращенно называемая схемой треугольника, является
типовой для трансформаторов с соединением обмоток У/Л, y/Y/Л, У/Л/Y»
У/Л-Л и т. п. Как указывалось в § 6-4, эта схема применяется для
устранения углового сдвига в 30° между векторами вторичных токов в плечах
дифференциальной защиты.
Схема треугольника с тремя реле (рис. 8-5, в) применяется на трехобмо-
точных трансформаторах со схемами соединения обмоток y/Y/Л и У/Л/Y»
а с двумя реле (рис. 8-5, г) — на двухобмоточных трансформаторах со
схемой соединения обмоток У/Л и на трансформаторах с расщепленной
обмоткой НН У/Л-Л. Допустимость применения двух реле вместо трех без
снижения чувствительности максимальной (а также и дифференциальной)
защиты трансформаторов У/Л и У/Л-Л объясняется векторной
диаграммой токов, проходящих на стороне ВН при двухфазном к. з. за
трансформатором с таким соединением обмоток (рис. 1-4). Имея в виду, что в каждом
из трех реле схемы треугольника (рис. 8-5, в) проходит ток, равный
геометрической разности токов двух соседних фаз, по векторной диаграмме токов
(рис. 1-4) определяем, что в двух реле проходят токи, значение которых
равно 1,5/jf, а в одном реле ток равен нулю. Такое соотношение токов
117

имеет место при всех сочетаниях двухфазного к. з. за трансформатором
^/Л или У/Д-Д. Поэтому без ущерба для чувствительности токовую
защиту на питающей стороне ВН можно выполнить двумя реле (рис. 8-5, г).
Иной вид имеет векторная диаграмма токов в месте двухфазного к з.
(рис. 1-1,6). В таком же виде она представляется и на стороне ВН
трансформатора У/Y/A или У/Д/Y при к. з. на стороне СН или НИ, где
обмотка трансформатора соединена в звезду. В этом случае только в одном
из трех реле разность токов двух фаз равна удвоенному значению фазного
тока: 2/[с2). Очевидно, что нельзя без ущерба для чувствительности
применить двухрелейную схему вместо трехрелейной, так как при одном из
сочетаний двухфазного к. з. она будет иметь в два раза меньшую
чувствительность.
Трехрелейная схема треугольника (рис. 8-5, в) в некоторых довольно
редких случаях может потребоваться и для трансформаторов Y/A, когда
невелики значения токов при двухфазном к. з. на стороне ВН и двухрелейная
схема не обеспечивает необходимого коэффициента чувствительности защиты.
Схема включения одного реле на разность токов двух фаз (рис. 5-2,6)
для максимальной токовой защиты трансформаторов не применяется, так как
она отказывает при одном из сочетаний двухфазного к. з. за
трансформатором Y/A или A/Y (векторная диаграмма на рис. 1-4), а также отказывает
при к. з. одной из фаз на землю за трансформатором Y/У (векторная
диаграмма на рис. 1-5). Кроме того, эта схема имеет меньшую в 1,73 раза
чувствительность, чем схема на рис. 8-5, б при двухфазном к. з. в месте
установки защиты и за трансформатором со схемой соединения обмоток
Y/Y (§5-2).
8-3. Выполнение выдержки времени
Выдержка времени в современных максимальных токовых защитах
осуществляется с помощью электромеханических или полупроводниковых реле
времени. На постоянном оперативном токе используются электромагнитные
реле времени с часовым механизмом серий ЭВ-100 и РВ-100. Схема
включения катушки (электромагнита) этого реле показана на рис. 8-6, а. Реле
времени начинает действовать при подаче на его катушку «+» оперативного
тока после замыкания любого из контактов токовых реле РТ.
На переменном оперативном токе используются два вида реле времени
и соответственно две различные схемы логической части максимальной
токовой защиты (рис. 8-6, бив).
На рис. 8-6, б, показана схема с электромагнитным реле времени ЭВ-225
(со шкалой до 3,5 с) или ЭВ-235 (со шкалой до 9 с). Особенность этих
реле в том, что они создают выдержку времени при возврате (отпадании)
якоря реле. Возврат происходит после снятия напряжения с
электромагнита РВ размыкающими контактами максимальных реле тока РТ.
Последовательное включение размыкающих контактов РТ обеспечивает возврат реле
времени при срабатывании хотя бы одного из токовых реле, т. е. по схеме
ИЛИ. Замыкающийся с выдержкой времени контакт реле времени действует
на электромагнит управления выключателя или короткозамыкателя,
используя в качестве источника оперативного тока либо трансформаторы тока
(схема с дешунтированием ЭО с реле РП-341, § 4-5), либо предварительно
заряженные конденсаторы (§ 4-6).
Схема максимальной токовой защиты трансформаторов с реле ЭВ-225
(ЭВ-235) имеет существенный недостаток: возможность излишнего
срабатывания защиты при потере оперативного напряжения. Из рис. 8-6,6 видно,
что катушка реле РВ теряет питание не только при размыкании одного из
контактов реле РТ, но и при исчезновении напряжения на шинках
управления ШУ. Напряжение на ШУ может исчезнуть не только при отключении
ТСН или ГЯ, от которых они питаются, но и при отключении питающей
линии 35—220 кВ. При этом на подстанции полностью исчезает напряжение,
реле времени в схеме максимальной защиты теряет питание и начинает
отсчитывать время. Весьма вероятно, что к моменту включения питающей ли-
118

нии замыкающий контакт реле времени уже будет замкнут. В момент
подачи напряжения на трансформатор от броска его намагничивающего тока
токовые реле защиты могут сработать и кратковременно замкнуть свои
замыкающие контакты. Поскольку контакт реле времени уже замкнут,
защита мгновенно излишне срабатывает на включение короткозамыкателя 35—
220 кВ, что приводит к отключению питающей линии. Такие случаи наиболее
вероятны на однотрансформаторных упрощенных подстанциях, не имеющих
резервного источника питания ШУ. Но и на двухтрансформаторных
подстанциях такой случай возможен при неправильной работе АВР собственных
нужд и ШУ [27].
При неисправностях в системе собственных нужд и потере питания ШУ
максимальная токовая защита с реле ЭВ-225 (ЭВ-235) превращается в
неселективную токовую отсечку без выдержки времени и неселективно
срабатывает при к. з. на любой из отходящих линий 10 (6) кВ, что приводит
Рис. 8-6. Схемы выполнения выдержки времени максимальной
токовой защиты с помощью реле времени постоянного тока
серии ЭВ-100 (а), реле времени переменного напряжения ЭВ-225 или
ЭВ-235 (б), токового реле времени РВМ (в)
к погашению подстанции, а возможно, и к длительному отключению
питающей линии 35—220 кВ. Последнее вызывается тем, что при неисправностях
в цепях собственных нужд теряет питание и устройство для заряда
конденсаторов, а это приводит к отказу отключения отделителя трансформатора
в бестоковую паузу перед АПВ линии (§ 4-6). В результате на питающей
линии остается подключенным трансформатор с включившимся от защиты
короткозамыкателем и не отключившимся автоматически отделителем, т. е.
на линии остается устойчивое к. з., которое может быть устранено только
после вмешательства оперативного персонала. Такие случаи действительно
происходили.
Для устранения излишних срабатываний защиты предлагалось f25]
использовать импульсный контакт реле ЭВ-225 (ЭВ-235), который при потере
питания ШУ и возврате реле замыкается лишь кратковременно — обычно
находится в разомкнутом состоянии. Но такое решение приведет к отказу
защиты при к. з. в зоне ее действия, а это не менее опасно, чем излишнее
срабатывание.
В связи с описанным недостатком схема с реле ЭВ-225 (ЭВ-235) не
применяется для защиты трансформаторов с начала 1970-х годов. Вместо
реле ЭВ-225 (ЭВ-235) применяют токовые реле времени типа РВМ-12 и
РВМ-13 [21 и 25].
119

Реле времени РВМ выполнены с синхронным однофазным
микродвигателем М (рис. 8-6,в), который включается через промежуточные
насыщающиеся трансформаторы тока ПНТ на вторичные токи трансформаторов
тока ТТ любых двух фаз защищаемого элемента. Как видно из рис. 8-6, в,
первичные обмотки ПНТ] включены последовательно с измерительными
токовыми реле защиты РТа и РТс соответственно, а также с промежуточными
реле РП и дешунтируемыми электромагнитами отключения или включения ЭО
(ЭВ). Принцип работы схемы с дешунтированием ЭО рассмотрен в § 4-5.
При повреждении в трансформаторе или при внешнем к. з. срабатывают
измерительные токовые реле РТ и замыкают свои контакты в цепи пуска
микродвигателя М. Схема выполнена таким образом, что при любом виде
к. з. микродвигатель подключается только к одной из вторичных обмоток
ПНТ2 (для этого последовательно с замыкающим контактом РТС включен
размыкающий контакт РГА). Поскольку в это время по первичной обмотке
ПНТ\ идет ток к. з., он трансформируется во вторичную обмотку ПНТ2 и
приводит во вращение микродвигатель М. С помощью редуктора частота
вращения двигателя снижается до такого значения, чтобы выходной рычаг
механизма с подвижными контактами двигался в течение 4 с — для реле
РВМ-12 и 10 с — для РВМ-13. В пределах этих значений устанавливается
выбранная выдержка времени для импульсного и замыкающего контактов
реле. Таким образом, реле РВМ начинает отсчитывать время только после
возникновения к. з. и срабатывания токовых реле защиты.
Замыкание контакта РВМ вызывает срабатывание промежуточных реле
типа РП-341, дешунтирующих ЭО (ЭВ)> или РП-321, обеспечивающих
подключение ЭО (ЭВ) к предварительно заряженным конденсаторам (рис. 10-1).
8-4. Расчет параметров срабатывания (уставок)
Расчет параметров срабатывания (уставок) максимальной токовой
защиты заключается в выборе: тока срабатывания защиты (первичного); тока
срабатывания реле для принятой схемы их включения (рис. 8-5); времени
срабатывания защиты с независимой характеристикой или характеристики
срабатывания токовых реле для защиты с зависимой характеристикой
(рис. 8-4). Кроме того, производится расчетная проверка трансформаторов
тока.
Выбор тока срабатывания. Уставки по току максимальной токовой защиты
должны обеспечивать:
несрабатывание защиты на отключение при послеаварийных перегрузках;
согласование действия (по току и по времени) с защитами питающих
(«последующих») и отходящих («предыдущих») элементов;
необходимую чувствительность при всех видах к. з. в основной зоне и в
зоне резервирования.
Кроме того, для схем с дешунтированием ЭО (ЭВ)У описанным в § 4-5,
необходимо обеспечить надежное действие ЭО (ЭВ) после дешунтирования.
Для отстройки (обеспечения несрабатывания) защиты при
послеаварийных перегрузках необходимо выбрать ее ток срабатывания большим, чем
возможный ток самозапуска электродвигателей, питаемых от
трансформатора, а также большим, чем возможный ток перегрузки при отключении
параллельно работающего трансформатора или при действии АВР, в
результате которого к работающему с нагрузкой трансформатору подключается
дополнительная нагрузка. Напомним, что самозапуском называется процесс
одновременного пуска из заторможенного состояния всех электродвигателей
нагрузки после кратковременного перерыва, а затем восстановления электро-
снабжения. Кратковременный перерыв может быть вызван отключением
питающего элемента, а затем включением его устройством АПВ или подачей
напряжения от резервного источника питания с помощью устройства АВР.
Торможение и последующий самозапуск двигателей могут произойти также
в результате близкого трехфазного к. з., которое отключается защитой с
выдержкой времени.
120

Для отстройки от самозапуска электродвигателей нагрузки ток сраба
тывания защиты
'с.з>
раб. макс'
(8-1)
где К — коэффициент надежности (отстройки), учитывающий погрешность
реле и необходимый запас, в зависимости от типа реле может приниматься
равным 1,1—1,2 (реле косвенного действия РТ-40, РТ-80, РТ-90) или 1,2—1,4
(реле прямого действия РТВ); kB — коэффициент возврата реле,
представляющий отношение тока возврата реле к
его току срабатывания, равный примерно
0,8 для реле РТ-40, РТ-80, РТ-90 и 0,6— ^ ВН
0,7 —для реле РТВ; £СЗп — коэффициент т
самозапуска, представляющий отношение ri I ТВ \1
Рис. 8-7. Расчетная схема
подстанции с двумя
трансформаторами, работающими раздельно
с АВР на стороне НН
С В — секционный выключатель; Я(.
Нг—-нагрузки первой н второй
секций НН
Рис. 8-8. Токораспре-
деление при
удаленном к. з. в сети НН
/ — последующая защита;
2 —предыдущая защита
тока при самозапуске электродвигателей к предаварийному рабочему току,
значение его в основном зависит от вида нагрузки (доли асинхронных
двигателей, участвующих в самозапуске); /Раб. макс — максимальный
рабочий ток (ток нагрузки) защищаемого трансформатора, с учетом
допустимой длительной перегрузки в аварийных условиях может быть равен (1,3 ч-
4-1,4) /„омгр (§ 1-2).
Для отстройки от тока перегрузки при действии АВР трансформаторов,
в результате чего к работающему с нагрузкой , Н\ трансформатору Тр\
(рис. 8-7) подключается заторможенная нагрузка Н2 отключившегося транс-
пюпматора Тр2, ток срабатывания максимальной токовой защиты Тр{ должен
выбираться по выражению:
7с зТР1 ">
ки
(лсзп'
сзп раб. макс Тр;
+ V,
раб. макс
Tpt)>
(8-2)
где /гн—■ коэффициент, учитывающий увеличение тока через трансформатор
Тр\ из-за понижения напряжения на шинах НН при подключении к нему
после АВР заторможенных двигателей, ранее питавшихся от
трансформатора Тр2; значение этого коэффициента для нагрузки, в основном состоящей
из электродвигателей, участвующих в самозапуске, принимается равным
121

1,5—1,6; остальные обозначения такие же, как в выражении (8-1). При этом
коэффициент kB учитывается только при нагрузке, в основном состоящей из
электродвигателей, участвующих в самозапуске.
Для согласования чувствительности максимальных токовых защит
смежных элементов существует известное правило, согласно которому защита,
расположенная ближе к источнику питания (последующая) должна быть
менее чувствительна, т. е. иметь больший ток срабатывания, чем защита,
расположенная дальше от источника питания (предыдущая). На рис. 8-8
последующей защитой является защита / трансформатора, а предыдущей —
защита 2 одной из отходящих линий низшего напряжения. Согласование этих
защит необходимо для случаев удаленных к. з., когда через предыдущую за-
щиту проходит ток к. з., близкий по значению к ее току срабатывания
(/к « /с. зг)- В это же время через последующую защиту / проходят ток 1К
и дополнительно рабочий ток /раб, потребляемый нагрузкой И неповрежден-
ных линий ИИ. Для того чтобы обеспечить несрабатывание последующей
защиты / в условиях, когда отказывает из-за недостаточной чувствительности
предыдущая защита 2, необходимо по Правилам [1] согласовать их
чувствительность, т. е. выбрать /с. si большим, чем сумма токов /с. зг + /раб. Выбор
/с. з по условию согласования чувствительности подробно рассмотрен в
работах [5 и 28].
Чувствительность максимальной токовой защиты, так же как и
дифференциальной токовой (§ 6-1), оценивается коэффициентом чувствительности
по выражению (5-3). Наименьшее значение тока в реле /Р. мин определяется
по минимальному значению первичного тока к. з. за трансформатором (гл. 2)
с учетом схемы включения токовых реле защиты (рис. 8-5), вида к. з. и
коэффициента трансформации трансформаторов тока [5]. Ток срабатывания
реле /с. р определяется по выражению (5-2), в которое подставляется
наибольшее значение /с. з, полученное из условий отстройки от токов самоза*
пуска и перегрузки [выражения (8-1) и (8-2)], а также из условия согла-
сования чувствительности с предыдущими защитами.
Значения коэффициентов чувствительности для всех максимальных
токовых защит должны быть примерно 1,5 — при к. з. на сторонах НИ и СИ
трансформаторов (в основной зоне) и примерно 1,2 —при к. з. в зоне
резервирования. Исключение составляет максимальная токовая защита
трансформаторов с низшим напряжением 0,23—0,4 кВ, для которой необходимо
обеспечить k4 ^ 2 [1].
Если k4 для основной зоны оказывается меньше указанного значения,
максимальная токовая защита дополняется пусковым органом напряжения
(§ 8-5).
Выбор времени срабатывания (уставки по времени) и характеристики
максимальной токовой защиты. Время срабатывания защиты U. 3 выбирается
из следующих условий:
обеспечения нагревостойкости трансформатора, для чего U. з не должно
превышать допустимых значений, указанных в § 1-2;
обеспечения селективности с защитами предыдущих и последующих
элементов.
По условию селективности для защит с независимыми характеристиками
время срабатывания последующей защиты (/ на рис. 8-8)
'с.з. поел в ^с. з. пред + А*> (8-3)
где U. з. пред — время срабатывания предыдущей защиты (2 на рис. 8-8); Д^-~
ступень селективности, значение которой находится в пределах 0,4—0,6 с
для современных электромеханических реле времени.
Для защит с зависимой характеристикой время срабатывания зависит
от тока. Поэтому ступень селективности должна выбираться при определен*
ном значении тока:
при согласовании последующей / и предыдущей 2 защит с зависимыми
характеристиками — при максимальном значении тока к. з. в начале преды»
дущего участка (на отходящей линии на рис. 8-9, а и б);
122

при согласовании последующей защиты / с независимой характеристикой
и предыдущей защиты 2 с зависимой характеристикой — при токе
срабатывания последующей защиты /с. 3. поел (рис. 8-9, в). Из рис. 8-9, в видно, что
уменьшение времени срабатывания последующей защиты / может быть
достигнуто путем увеличения ее тока срабатывания (штриховая
характеристика /'). если это допустимо по условию обеспечения чувствительности
защиты.
Выбор и согласование времени срабатывания и характеристик зависимых
защит производится путем построения карты селективности (рис. 8-9,6 и в).
По оси абсцисс на графике откладываются первичные фазные токи, а по
| Т/8 | -для J
или
| ТВ \-для j
& 1ра5
С.31
Рис. 8-9. Согласование характеристик максимальных защит
последующего (/) и предыдущего (2) элементов* а —
расчетная схема; б и в — карты селективности
оси ординат — выдержки времени. Токи срабатывания защит, установленных
на разных ступенях напряжения (например, ВН и НИ), должны быть
приведены к одной ступени напряжения с помощью коэффициента
трансформации трансформатора (§ 2-4). Для учета влияния токов нагрузки
неповрежденных предыдущих элементов характеристика защиты 2 поврежденного
предыдущего элемента должна быть сдвинута вправо на отрезок, равный
значению суммарного тока нагрузки /раб (характеристика 2' на рис. 8-9,6 и в),
после чего ступень селективности At выбирается между характеристиками /
и 2'. Это требование важно выполнять при согласовании защит в зависимой
части характеристик. Карта селективности наглядно показывает, насколько
удачно выполнено согласование предыдущих и последующих защит по току
и времени срабатывания.
Примеры расчета (выбора уставок) максимальных токовых защит
трансформаторов и других элементов распределительных сетей приведены
в работе [5].
123

8-5. Максимальная токовая защита
с пуском по напряжению
Структурная схема максимальной токовой защиты с пусковым органом-
напряжения (Н <) показана на рис. 8-10,а. При к.з. на шинах НН
напряжение на пусковом органе //< резко снижается, что приводит к его
срабатыванию. В это же время через трансформатор проходит ток к. з.,
вызывающий срабатывание токового измерительного органа Г> (выполненного
двумя или тремя реле, как показано на рис. 8-1). Одновременное
срабатывание органов //< и Г>, включенных по логической схеме И, приводит
к запуску органа выдержки времени В и к отключению трансформатора.
В других случаях увеличения тока через трансформатор (самозапуск
электродвигателей нагрузки или подключение дополнительной нагрузки)
напряжение на шинах НН снижается не столь значительно, как при к. з., пусковой
а) 1
Отключение df
&&ЁЙ
ф
В схему защиты
Рис. 8-10. Структурная схема максимальной токовой защиты с
пуском по напряжению (а) и схема комбинированного пускового органа
напряжения (б)
орган #< при правильной его настройке не срабатывает и защита не может
действовать на отключение даже при условии срабатывания токового
органа Г>.
Очевидно, что применение пускового органа напряжения позволяет не
отстраивать ток срабатывания максимальной защиты от токов самозапуска
и перегрузки, т. е. не учитывать коэффициент &Сзп в выражении (8-1), а
условие (8-2) вообще не использовать. Для современных максимальных токовых
защит с электромеханическими реле, имеющих пуск по напряжению, ток
срабатывания может приниматься без специального расчета равным 1,5 /ном 7>
Это примерно в 2—3 раза меньше, чем для максимальных защит без пуска
по напряжению, установленных на трансформаторах, питающих двигательную
нагрузку. Таким образом, пуск по напряжению делает максимальную токовую
защиту значительно более чувствительной к к. з. на шинах НН (СН) и к к. з.
в сети, т.- е. в основной зоне и в зоне резервирования. Поэтому пусковой
орган напряжения устанавливается практически на всех понижающих
трансформаторах ПО—220 кВ, а также на трансформаторах 35 кВ, питающих
двигательную нагрузку. В последние годы пуск по напряжению применяется
и для защит трансформаторов 6 (10) кВ, питающих нагрузку, в основном
состоящую из асинхронных электродвигателей, участвующих в самозапу*
ске [29].
124

Пуск по напряжению осуществляется, главным образом, с помощью
комбинированного пускового органа (рис. 8-10,6), выполненного с одним
минимальным реле напряжения / (типа РН-50), включенным на междуфазное
напряжение, и одним фильтром-реле напряжения обратной
последовательности 2 (типа РНФ-1М), разрывающим своим контактом цепь обмотки
минимального реле / [1]. Реле / может использоваться с размыкающим или
замыкающим контактом в зависимости от построения схемы защиты.
Комбинированный пусковой орган работает следующим образом. В
нормальном режиме размыкающий контакт реле 2 замкнут и через него подано
напряжение на обмотку реле 1. При несимметричном к. з. появляется
напряжение обратной последовательности, срабатывает реле 2 и размыкает свой
контакт в цепи реле У, в результате чего реле / теряет питание,
возвращается и переключает свои контакты в положение «на складе». Этим
осуществляется пуск максимальной токовой защиты. При симметричном:
(трехфазном) к. з. реле 2 не срабатывает, но напряжение снижается на всех
фазах, в том числе и на тех, на которые включено реле /, поэтому оно
возвратится, если напряжение снизится ниже его напряжения возврата
(обычно 0,5—0,6 номинального). Комбинированный пусковой орган
напряжения показан в полной схеме защиты трансформатора на переменном
оперативном токе на рис. 10-1.
В ряде случаев вместо комбинированного пускового органа напряжения
применяется пусковой орган, состоящий из трех минимальных реле
напряжения, включенных на три междуфазные напряжения, размыкающие
контакты которых включены параллельно, т. е. по схеме ИЛИ (рис. 4-4). Три
реле необходимы для того, чтобы пусковой орган надежно действовал при
всех сочетаниях двухфазного к. з.: А—В, В—С, С—А, поскольку лишь
напряжение между замкнувшимися фазами снижается до нуля [6].
Технические характеристики реле РН-50 и РНФ-1М приведены в
работе [19]. Условия расчета параметров срабатывания (уставок) пусковых
органов напряжения и примеры расчета рассмотрены в работе [5].
8-6. Максимальная токовая защита
с магнитными трансформаторами тока
С 1972 г. Рижским заводом Энергоавтоматика выпускается новая
максимальная токовая защита МТЗ-М, токовые цепи которой подключаются не
к обычным трансформаторам тока защищаемого трансформатора, а к
магнитным датчикам, названным магнитными трансформаторами тока серии
ТВМ [26]. В отличие от обычного трансформатора тока (ТВТ, ТФН и др.)
ТВМ не врезается в провод с контролируемым током, а располагается под
ним, в магнитном поле, создаваемом этим током. ТВМ монтируются на
конструкциях, имеющих потенциал земли, поэтому они не требуют
высоковольтной изоляции и стоимость их значительно меньше, чем обычных
трансформаторов тока. ТВМ можно расположить таким образом, чтобы в зону
действия защиты вошли вводы высшего напряжения 35—220 кВ и ошиновка
трансформатора. В этом определенное преимущество защиты с ТВМ по
сравнению с защитой, включенной на встроенные во вводы ВН
трансформаторы тока (типа ТВТ). Но главное назначение МТЗ-М с ТВМ — защита
таких трансформаторов, у которых заводом-изготовителем не установлены
встроенные трансформаторы тока ТВТ, а установка выносных
трансформаторов тока по каким-либо причинам невозможна. Это в основном относится
к трансформаторам 35 кВ.
Выпускаемое устройство МТЗ-М выполнено по логической схеме,
соответствующей трехфазной двухступенчатой максимальной токовой защите.
Структурная схема МТЗ-М приведена на рис. 8-11 [26]. Магнитные
трансформаторы тока типа ТВМ (71,—Т3) располагаются на безопасном расстоянии
под проводами А, В, С защищаемого трансформатора. В схеме имеются
элементы регулировки уставок У\—Ув, три логических элемента ИЛИ, релейные
125

элементы Pi и Р2, элементы памяти Пх и Я2, орган выдержки времени J3,
усилитель У, органы сигнализации С{—Сг и выходной исполнительный
орган ИО.
Питание схемы защиты производится либо от независимого источника
постоянного тока (аккумуляторной батареи) 24 В, либо от источника
переменного напряжения {ТСН или 77/). При питании от ТСН или ТН защита
поставляется заводом вместе со специальным блоком питания, который
обеспечивает питание защиты в течение 5 с после исчезновения переменного
оперативного напряжения (например, при близком трехфазном к. з.). Этот
же блок обеспечивает получение вспомогательного автономного напряжения,
которое используется для настройки защиты на заданный ток срабатывания
и для периодической проверки ее исправности.
При коротких замыканиях защита работает следующим образом. При
токе к. з., соответствующем току срабатывания (уставке) второй ступени,
действуют элементы У4, У* или Уб, ИЛИ2, Р2, Я2, Я, С2, ИЛИ3, выходной
исполнительный орган #0, сигнальный орган С3. Защита срабатывает с
заданной выдержкой времени на отключение трансформатора (или включение
Рис. 8-11. Структурная схема максимальной токовой защиты
МТЗ-М
короткозамыкателя). При к. з. на выводах ВН или в обмотке ВН защита
действует по другой цепи, осуществляющей функции токовой отсечки. В этих
случаях действуют элементы Уь У2 или Уз, HJIHi, Р\9 Пь У, Сь ИЛИз,
ИОу С3. В цепи отсечки имеется замедление около 0,06 с.
Каждая из ступеней защиты может иметь ток срабатывания в очень
широком диапазоне. Например, первая ступень (отсечка) в пределах 50—
1500 А при напряжении 35 кВ и в пределах 100—3000 А при напряжении
110 кВ. Вторая ступень —в пределах 25—375 А при напряжении 35 кВ и
50—750 А при напряжении ПО кВ. Коэффициент возврата защиты kB = 1,
что необходимо учитывать при выборе тока срабатывания по условиям (8-1)
и (8-2). Время срабатывания второй ступени может быть установлено в
пределах 0,3—5 с.
В защите МТЗ-М имеется встроенное устройство для периодического
контроля исправности логической части и отдельных ее элементов, которым
можно пользоваться при отключенном и включенном трансформаторе.
Указания по наладке защиты МТЗ-М приведены в заводской информации
и в брошюре, подготовленной Союзтехэнерго.
С 1979 г. вместо защиты МТЗ-М выпускается более совершенная защита
типа ТЗК-1 также с магнитными трансформаторами тока.

Глава девятая
СПЕЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА
НУЛЕВОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ
ОТ ОДНОФАЗНЫХ К. 3. НА ЗЕМЛЮ
НА СТОРОНЕ Я#|0,4 кВ)
9-1. Принцип действия и область применения
Специальная токовая защита нулевой последовательности от однофазных
к. з. на землю устанавливается на трансформаторах с соединением обмотки
ИИ в звезду с заземленной нейтралью у-. Измерительным органом защиты
является одно максимальное реле тока Г0> включенное через трансформатор-
/ секция НН
Рис. 9-1. Схемы включения максимального реле тока (Г0)
специальной токовой защиты нулевой последовательности от
однофазных к. з. на землю трансформаторов Y/Y и A/Y: а —
через ТТ в заземленную нейтраль трансформатора; б — в нулевой
провод схемы соединения трех трансформаторов тока в полную
звезду
Т—токовые реле максимальной токовой защиты от междуфазных к. з.;
ТТНП—трансформатор тока нулевой последовательности кабельного типа
(ТЗР, ТЗЛ) для включения реле Г0 защиты нулевой последовательности от
однофазных к. з. на землю, выполняемой на отходящих элементах НН
тока в заземленную нейтраль (рис. 9-1, а). В нормальном режиме работы
трансформатора с симметричной нагрузкой в заземленной нейтрали проходит
только ток небаланса, меньший, чем рабочие токи в фазах. От этого тока
рассматриваемая защита должна быть надежно отстроена (§ 9-3). При к. з.
на землю на шинах или в сети НН через заземленную нейтраль проходит
ток однофазного к. з. /{^ (рис. 1-5 и 1-6), вызывающий срабатывание этой
защиты. Ток однофазного к. з. в сети с глухозаземленной нейтралью назы-
12?

вают утроенным током нулевой последовательности (/(к, = 3/0), поэтому и
защита от к. з. на землю называется защитой нулевой последовательности.
Она относится к группе так называемых фильтровых защит, реагирующих
на симметричные составляющие обратной или нулевой последовательностей
токов (напряжений) к. з. По сравнению с токовыми защитами, реагирующими
на полные фазные токи (например, максимальной токовой защитой)
фильтровые токовые защиты всегда имеют более высокую чувствительность к
несимметричным к. з., поскольку их не нужно отстраивать от сверхтоков при
самозапусках и перегрузках, которые являются симметричными режимами
и не сопровождаются появлением токов обратной и нулевой
последовательностей.
Специальная защита нулевой последовательности устанавливается в
соответствии с Правилами [1] в тех случаях, когда максимальная токовая
защита на стороне ВН недостаточно чувствительна к однофазным к. з. на
Землю за трансформатором. Практически это имеет место на
трансформаторах со схемой соединения обмоток Y/V1» У которых 1^^*к^ (§ 2-7). Если
нагрузка трансформатора состоит из электродвигателей, участвующих в
самозапуске, ток срабатывания максимальной защиты на стороне ВН по
условиям (8-1) и (8-2) оказывается равным (3 — 4) /ном гр и коэффициент
чувствительности при однофазном к. з. получается меньшим, чем требуют
Правила [1], даже если применяется трехрелейная схема защиты (рис. 8-5,6).
На трансформаторах со схемой соединения обмоток Л/У1, для которых
^к ^к* (§ 2-7), максимальная токовая защита на стороне ВН, как правило,
имеет достаточную чувствительность к однофазным к. з. на выводах НН.
Однако и на этих трансформаторах целесообразно устанавливать
специальную токовую защиту нулевой последовательности в качестве резервной к
максимальной токовой защите трансформатора (ближнее резервирование) и
к защитным аппаратам элементов сети НИ (дальнее резервирование). Такое
решение применяется, например, Теплоэлектропроектом [29].
9-2. Схемы защиты
Измерительный орган специальной токовой защиты нулевой
последовательности от однофазных к. з. выполняется в настоящее время
электромагнитным максимальным реле тока РТ-40. Применение индукционного реле
РТ-80 не рекомендуется, поскольку при малых кратностях тока это реле
срабатывает со значительным замедлением (рис. 8-4), что может привести
к серьезным повреждениям в резервируемой кабельной сети 0,4 кВ. Реле
тока Г0 включается либо по схеме рис. 9-1,а, либо 9-1,6, где реле.2
включены в нулевой провод схемы соединения трех трансформаторов тока в
полную звезду. Нулевой провод полной звезды является фильтром токов
нулевой последовательности, так как в нормальном симметричном режиме
нагрузки геометрическая сумма одинаковых по значению токов трех фаз равна
нулю и в нулевом проводе проходит лишь незначительный ток небаланса,
а при однофазном к. з. на землю — полный ток однофазного к. з. /у.
Применение той или другой схемы включения реле Т0 зависит только от
первичной схемы.
Выдержка времени защиты осуществляется с помощью реле времени,
которое срабатывает и начинает отсчитывать время после замыкания
замыкающего контакта реле Го (по типу схемы на рис. 8-6, а). Таким образом,
эта защита имеет независимую от тока характеристику.
9-3. Расчет параметров срабатывания (уставок)
Расчет параметров срабатывания состоит из выбора тока срабатывания
защиты /с. з, тока срабатывания реле /с. р [см. выражение (5-2)] и времени
срабатывания защиты /с. з-
128

Ток срабатывания защиты выбирается по следующим условиям,
обеспечивающим:
несрабатывание (отстройку) от токов, которые могут проходить по
заземленной нейтрали обмотки НН трансформатора при несимметрии нагрузки
в нормальном режиме;
согласование по току и по времени с защитами элементов, отходящих от
сборки НН (на рис. 9-1, а показаны автоматический выключатель АВ со
встроенной защитой и плавкий предохранитель Пр);
необходимые [1] значения коэффициента чувствительности при
однофазном к. з. в основной зоне действия (на сборке НН) и в зоне резервирования
(на элементах сети НН при отказе их собственной защиты).
Максимально допустимый в нормальном режиме ток в заземленной
нейтрали обмотки НН для трансформаторов Y/r равен 0,25 /НОм тР, для транс*
форматоров А/У1 — 0,75 /НОм тР. Для обеспечения несрабатывания защиты
при появлении таких токов в нейтрали ее ток срабатывания должен быть
примерно в 1,5—2 раза выше [5].
Согласование рассматриваемой защиты трансформатора с защитами
элементов, отходящих от сборки на стороне НН (рис. 9-1, а), по Правилам [1]
не считается обязательным. Это объясняется тем, что выполнение условия
согласования с защитными характеристиками автоматов и предохранителей
относительно мощных элементов 0,4 кВ приводит к загрублению защиты
трансформатора [5]. Однако отсутствие согласования по чувствительности
между последующей защитой трансформатора и предыдущими защитами
отходящих элементов достаточно часто вызывает неселективное отключение
питающего трансформатора при таких к. з., когда защита предыдущего
элемента оказывается недостаточно чувствительной (например, к, з. в обмотке
электродвигателя или на удаленной сборке). Наилучшие условия для
согласования обеспечиваются в тех случаях, когда на относительно мощных
элементах 0,4 кВ устанавливается дополнительная токовая защита нулевой
последовательности без выдержки времени, действующая на отключение
автоматического выключателя (автомата) данного элемента (защита / на
рис. 9-1,6). Такая защита предусматривается, например, Теплоэлектропроек-
том для электродвигателей 0,4 кВ начиная с мощности примерно 100 кВт.
При токе срабатывания, выбранном только по первому условию,
рассматриваемая защита всегда имеет достаточный коэффициент
чувствительности при однофазных к. з. на сборке НН и, как правило, в зоне
резервирования, если, разумеется, первичная схема сети НН создана с учетом
требований дальнего резервирования.
Время срабатывания защиты нулевой последовательности от к. з. на
землю выбирается по возможности минимальным. Если на элементах сети
0,4 кВ имеется дополнительная защита нулевой последовательности без
выдержки времени (реле / на рис. 9-1,6), то защиты нулевой
последовательности на вводах 0,4 кВ трансформатора могут иметь tc. 3 = 0,4 с [14], а в
нейтрали — на ступень селективности выше, т. е. 0,8 с (соответственно
защиты 2 и 3 на рис. 9-1,6). Примеры расчета уставок защит
трансформаторов этого класса напряжения приведены в работе [5].
Глава десятая
СХЕМЫ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Принципиальные схемы защит понижающих трансформаторов,
выполненные на переменном и постоянном оперативном токе, разработаны в
Руководящих указаниях [23], действующих и в настоящее время с некоторыми
изменениями, касающимися в основном дифференциальной защиты (§ 6-5
и 6-6). В этой главе приводится лишь одна из современных принципиальных
схем защиты трансформатора, на примере которой можно увидеть в
совокупности все основные типы защит, рассмотренные в предыдущих главах.
129

На рис. 10-1 приведена типовая принципиальная схема защиты в управ-
дения на переменном оперативном токе двухобмоточного трансформатора
110/10(6) кВ со схемой соединения обмоток Y/A'U и с регулированием
напряжения под нагрузкой, без выключателя на стороне ВН> Схема дается
с сокращениями, которые оговариваются при описании схемы.
На поясняющей схеме (рис. 10-1, а) показаны трансформаторы тока на
стороне ПО кВ типа ТВТ-110 (встроенные во вводы трансформатора) с
двумя одинаковыми сердечниками 1ТТ и 2ТТ% а также трансформаторы тока на
стороне 10(6) кВ, например типа ТВЛМ, сердечниками класса Р (4ТТ — для
релейной защиты) и 0,5 (ЛТ —для измерительных приборов). Условно обо*
130

значены типы установленных защит: / — дифференциальная токовая с
торможением; 2 — максимальная токовая с пуском по напряжению с двумя
выдержками времени (£i — на отключение выключателя В на стороне 10(6) кВ
и Вг — на включение короткозамыкателя КЗ на стороне НО кВ); 3— газовая;
4 — максимальная токовая защита от перегрузки. Показаны коммутационные
аппараты и их электромагниты управления,
д)
^1ШУ
АВ\
Г
ъ2ШУ\
РН
2РП
{У
АВ\
1БИ
г;
УЗ
W
Л
" j РПИЗ pro ЗРУ 20У HQ сигнал
" Г~~71 ^ Г^ ^ "~
От1бК-^ВК
<8НЬ-^
Шинки
управления
и автомат
Пусн по
напряжении)
Зарядное
устройство
Выходное
реле газовой,

дифференциальной и
максимальной
токовых
защит •
Цепи
отключения
выключателя В
10 (6) к В
Цепь
включения

короткозамыкателя КЗ
Цепь
блокировки
отключения
отделителя ОД
Цепь
отключения
0&_
Цепи разряда
конденсаторов
16К- 56К
Рис. 10-1. Типовая принципиальная схема защиты и управления на
переменном оперативном токе двухобмоточного трансформатора
110/10(6) кВ (схема дана с сокращениями): а — поясняющая схема;
б — токовые цепи; в — цепи напряжения пускового органа напряжения;
г — оперативные цепи дифференциальной и максимальной токовых
защит; д — оперативные цепи управления
На рис. 10-1,6 показаны трансформаторы тока и измерительные органы
(токовые реле) следующих защит трансформатора:
дифференциальной токовой с торможением — ТДТа и ТДТс типа ДЗТ-П
(гл. 6);
максимальной токовой защиты от внешних к. з. — 1РТ и 2РТ типа РТ-40
(гл.8);
максимальной токовой защиты от перегрузки, действующей на сигнал —
реле ЗРТ типа РТ-40.
131

В токовые цепи защиты включено также специальное трехфазное реле
тока РТ типа РТ-40/Р-5, контакты которого используются в цепи блокировки
отключения отделителя ОД (рис. 10-1,0).
На рис. 10-1,6 показан пусковой орган напряжения, принцип
действия которого рассмотрен в § 8-5. Он включен на шинки переменного
напряжения, питающиеся от ТН 10(6) кВ. Номинальное напряжение на
шинках 100 В.
На рис. 10-1, г показаны оперативные цепи дифференциальной токовой и
максимальной токовой защит. Источником оперативного тока для
промежуточных реле РПА и РПс (типа РП-321), а также реле времени РВ (РВМ-12)
служат трансформаторы тока 1ТТ и 2ТТ (рис. 10-1,6"). Во вторичные токовые
цепи этих трансформаторов тока включены первичные обмотки
промежуточных насыщающихся трансформаторов тока Т\РПа и Т\РПс. Их вторичные
обмотки Т2РПк и Т2РПС через выпрямительные мосты питают обмотки реле
РПА и РПс при условии, что срабатывают и замыкают свои контакты реле
ТДТа или ТДТС (дифференциальная защита) или РВ\ (реле времени
максимальной защиты). В это же время по первичным обмоткам ТхРПа и Т\РПс
или одного из них должен проходить вторичный ток к. з. После
срабатывания реле РП замыкаются все его замыкающие контакты, в том числе Я/7Аь
РПси которые осуществляют самоудерживание реле. Это сделано для
обеспечения надежного и достаточно длительного замкнутого состояния
контактов реле РП-321, находящихся в цепях отключения (РПА2 и РПС2 на
рис. 10-1,д). Реле РП-321 отличается от описанного в § 4-5 реле РП-341
отсутствием мощных контактов, дешунтирующих ЭО и ЭВ [19].
Реле времени РВ (типа РВМ-12, § 8-4) имеет в схеме три контакта:
РВ\ — замыкающий, который замыкает цепь РПА и РПС, что приводит
к включению короткозамыкателя КЗ (рис. 10-1,0);
РВ2 — импульсный, с меньшей выдержкой времени, чем РВи
замыкающий цепь отключения выключателя В 10(6) кВ (рис. 10-1,0);
PBs — импульсный, замыкающий с выдержкой времени около 0,5 с ту
же цепь в момент включения выключателя вручную или от автоматики
(АПВ); эта цепь, называемая цепью «ускорения защиты после АПВ»,
создается на небольшой период, около 1 с, замыканием контакта РПУ и служит
для ускорения отключения устойчивого к. з. на стороне 10(6) кВ (рис. 10-1,0).
Моторчик реле времени РВ(М) может начать работать при двух
одновременных условиях: прохождение тока к. з. по двум или одной из
первичных обмоток промежуточных трансформаторов тока Т\аРВ или Т\сРВ и
замыкание цепи его обмотки. Последнее осуществляется замыкающими
контактами токовых реле максимальной защиты 1РТ или 2РТ, а также
размыкающими контактами реле 2РП и В (рис. 10-1, г). Реле-повторитель
пускового органа напряжения 2РП в нормальном режиме находится под
напряжением через замыкающий контакт реле РН (рис. 10-1,0). Размыкающий
контакт 2РП в цепи РВ(М) при этом разомкнут. При к. з. срабатывает
пусковой орган напряжения, замкнутый контакт РН размыкается, 2РП
теряет питание, после чего контакт 2РП в цепи РВ(М) замыкается,
осуществляя пуск максимальной токовой защиты по напряжению (§ 8-5). На рис. 10-1
контакты реле 2РП, как и всех других реле, показаны в положении «на
складе», т. е. без напряжения и тока.
Параллельно с размыкающим контактом 2РП включен размыкающий
контакт В — контакт вспомогательной цепи выключателя 10(6) кВ или реле-
повторителя положения этого выключателя. Это сделано для обеспечения
работы максимальной защиты при к. з. между трансформаторами тока
ЗТТ — 4ТТ и выключателем В (рис. 10-1, а) в тот момент, когда на
трансформатор подано напряжение со стороны ВН, а выключатель В отключен.
Поскольку пусковой орган питается от ТН (рис. 10-1,а и в), а на нем в это
время может быть нормальное напряжение (от другой секции), пусковой
орган не сработает. Вместо него пуск максимальной защиты осуществит
размыкающий контакт В, замкнутый при отключенном положении
выключателя В 10(6) кВ. Напомним, что рассматриваемое повреждение находится
вне зоны действия дифференциальной защиты трансформатора.
132

На рис. 10-1,5 представлена основная часть схемы оперативных цепей
управления. Шинки управления 1ШУ и 2ШУ имеют напряжение 220 В и
нормально питаются от ТСН 10/0,22 кВ (или 6/0,22 кВ). Они называются
шинками обеспеченного питания, так как при потере основного источника
автоматически переключаются на другой: либо на ТСН соседнего силового
трансформатора, либо на свой 77/ 10(6) кВ (через промежуточный
трансформатор 0,1/0,22 кВ) [27]. От шинок 1ШУ и 2ШУ питается 2РП — реле-
повторитель пускового органа напряжения (см. выше), реле-повторители
положения коммутационных аппаратов (на схеме не показаны), а также
зарядное устройство УЗ (§ 4-6).
Энергия предварительно заряженных конденсаторов 1БК—5БК
используется для выполнения следующих операций:
срабатывание общего выходного промежуточного реле 1РП при действии
отключающего элемента газовой защиты ЯГО, а также дифференциальной и
максимальной защит через реле РПА и РПС (рис. 10-1,г); цепи отключения
газовой защиты описаны в § 7-2;
отключение выключателя В 10(6) кВ; его электромагнит отключения ЭОВ
может подключаться к 2БК или контактом РВ2 первой ступени
максимальной токовой защиты или контактом общего выходного реле 1РП2 (для
отключения В при внутренних повреждениях трансформаторов) или
контактом РВ$ по цепи «ускорения защиты после АПВ» [30];
включение короткозамыкателя К3\ его электромагнит включения ЭВКЗ
подключается к ЗБК после срабатывания общего выходного реле 1РП и
замыкания контакта /Я#3;
срабатывание реле ЗРП> разрешающего отключение отделителя ОД в
бестоковую паузу (§ 4-4); наступление бестоковой паузы фиксируется
размыкающими контактами токовых реле РТ и РТБ, которые замыкаются при
отсутствии тока через трансформаторы тока 1ТТ— 2ТТ и 5ТТ соответственно,
а также контактом вспомогательной цепи короткозамыкателя КЗ или
контактом его реле-повторителя, который замыкается после включения
короткозамыкателя;
отключение отделителя ОД\ его электромагнит отключения ЭООД
подключается к 5БК после замыкания контакта реле ЗРП.
На рис. 10-1, д показана часть цепей разряда конденсаторов 1БК—5БК
на резистор R сопротивлением примерно 3000 Ом через переключатель КР
и испытательный блок ИБ. Разряд конденсаторов производится для
обеспечения безопасности работ в цепях защиты (§ 4-6). При разряде
кратковременно загорается лампа ЛР.
На рис. 10-1 не показаны цепи управления коммутационными
аппаратами, цепи сигнализации, в том числе газовой защиты и максимальной токовой
защиты от перегрузки, не показаны цепи отдельной газовой защиты
устройства РПН.
В рассмотренной типовой схеме имеются некоторые отступления от
принципов выполнения релейной защиты трансформаторов, рассмотренных в гл. 4,
а именно: установлено одно выходное реле, общее для всех защит, и
использован только один вид оперативного тока (предварительно заряженные
конденсаторы) для автоматического отключения выключателя 10(6) кВ и
включения короткозамыкателя 110 кВ. При этом заряд конденсаторов
осуществляется только от одного зарядного устройства, питающегося от ТСН, а
второе зарядное устройство (токовое, см. рис. 4-9) — не предусмотрено. Это
понижает надежность срабатывания защиты, поскольку неисправность
единственного выходного реле или отсутствие заряда конденсаторов приводит
к отказу всех защит и повреждению трансформатора.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок. — М: Атомиздат, 1978—80.
2. Федосеев А. М. Релейная защита электрических систем.— М: Энергия,
1976.
3. Чернобровое Н. В. Релейная защита.—5-е изд.—М.: Энергия, 1974.
4. Инструкция по эксплуатации трансформаторов/Сост. Н. П. Фуфурин.—
2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 1978.
5. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики
распределительных сетей.—2-е изд.—Л.: Энергия, 1976.
6. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических
системах.—М.: Энергия, 1970.
7. Крючков И. П., Кувшинский Н. Н., Неклепаев Б. Н. Электрическая часть
электростанций и подстанций: Справочные материалы.—3-е изд. перераб. и
доп.— М.: Энергия, 1978.
8. Шабад М. А. Приближенный расчет токов к. з. и самозапуска для
релейной защиты понижающих трансформаторов РПН ПО и 35 кВ
распределительных сетей.— Электрические станции, 1976, №11.
9. Найфельд М. Р., Спеваков П. И. Сопротивления трансформаторов в ре*
жиме однофазного замыкания в сетях напряжением до 1000 В.—
Промышленная энергетика, 1968, № 11.
10. Спеваков П. И. Проверка на автоматическое отключение линий в сетях
до 1000 В. — М: Энергия, 1971.
11. Голубев М. Л. Расчет токов короткого замыкания в электросетях 0,4—
35 кВ. 2-е изд.—М.: Энергия, 1980.
12. Инструкция по перезарядке предохранителей.— М.: Минэнерго СССР,.
1971.
13. Гогичайшвили П. Ф. Подстанции без выключателей на высшем
напряжении.— М.: Высшая школа, 1965.
14. Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем
(Электротехническая часть). — М.: Минэнерго СССР, 1978.
15. Беркович М. А., Семенов В. А. Основы техники и эксплуатации релей-
ной защиты.— 5-е изд.— М.: Энергия, 1971.
16. Шабад М. А. Особенности расчетов и выполнения максимальных
токовых защит в распределительных сетях 10; 35 и 110 кВ сельскохозяйственных
районов.— М.: Энергия. 1969.
17. Зотов А. Я., Гринин Ф. Н., Повсринов А. И. О повышении надежности
стреляющих предохранителей на подстанциях 35/6(10) кВ. — Электрические
станции, 1978, № 4.
18. Вейц И. Е., Кутузова М. С. Передвижная трансформаторная
подстанция 110/10 кВ мощностью 2500 кВ-А на автоходу. — Электрические станции»
1975, № 10.
19. Реле защиты/ В. С. Алексеев, Г. П. Варганов, Б. И. Панфилов,
Р. 3. Розенблюм.— М.: Энергия, 1976.
20. Гельфанд Я. С, Шабад М. А. Повышение надежности защиты
трансформаторов ПО кВ упрощенных подстанций.—Электрические станции, 1975,
№ 4.
21. Гельфанд Я. С. Релейная защита распределительных сетей.— М.:
Энергия, 1975. v
22. Дроздов А. Д., Платонов В. В. Реле дифференциальных защит
элементов энергосистем.— М.: Энергия, 1968.
23. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 4. Защита
понижающих трансформаторов и автотрансформаторов.—М.: Госэнергоиздат, 1962.
24. Сулимова М. И. Газовая защита с реле РГЧЗ-66.—М.: Энергия, 1976.
25. Гельфанд Я. С, Голубев М. Л., Царев М. И. Релейная защита и
электроавтоматика на переменном оперативном токе.—2-е изд.—М.: Энергия
1973. *
26. Применение защиты МТЗ-М с магнитными трансформаторами то-
134

ка/М. Н. Григорьев, А. А. Кудрявцев, А. П. Кузнецов, Е. И.
Окунцов.—Электрические станции, 1974, № 10.
27. Голубев М. Л. Вторичные цепи на подстанциях с переменным
оперативным током. — М.: Энергия, 1977.
28. Шабад М. А. Согласование по чувствительности защит разных типов в
распределительных сетях.— Электричество, 1974, № 3.
29. Байтер И. И. Релейная защита и автоматика питающих элементов
собственных нужд тепловых электростанций.— 2-е изд.— М.: Энергия, 1975.
30. Шабад М. А. Автоматика электрических сетей 6—35 кВ в сельской
местности. — Л.: Энергия, 1979.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .,....* 3
Глава первая. Виды повреждений и ненормальных режимов работы
трансформаторов 5
1-1. Виды повреждений трансформаторов —
L-2., Виды .ненормальных режимов работы трансформаторов . . 7
1-3. Короткие замыкания на выводах понижающего трансформатора
со стороны питания 10
1-4. Короткие замыкания на выводах низшего (среднего)
напряжения понижающего трансформатора 12
Глава вторая. Расчеты токов короткого замыкания за трансформаторами 19
2-1. Назначение и особенности расчетов токов к. з. за
понижающими трансформаторами —
2-2. Вычисление тока трехфазного к. з. за трансформатором по
значению напряжения к. з. (ик) 20
2-3. Схемы замещения трансформаторов 21
2-4. Расчеты тока трехфазного к. з. в сетях с трансформаторами 25
2-5. Особенности расчета тока трехфазного к. з. за
трансформаторами с РПН 110 и 35 кВ . 29
2-6. Расчеты тока трехфазного к. з. за трансформатором
6(10)/0,4 кВ 35
2-7. Расчеты тока однофазного к. з. за трансформаторами
6(10)/0,4 кВ со схемами соединения обмоток A/Y и Y/Y • • 36
Глава третья. Защита трансформаторов плавкими предохранителями . . 38
3-1. Принцип действия плавких предохранителей, их устройство и
характеристики ........ —
3-2. Достоинства и недостатки плавких предохранителей .... 45
3-3. Защита трансформаторов 6 и 10 кВ плавкими
предохранителями типа ПК 48
3-4. Защита трансформаторов 35 кВ плавкими предохранителями
типа ПСН-35 53
3-5. Защита трансформаторов ПО кВ с помощью открытых
плавких вставок и предохранителей 56
Глава четвертая. Принципы выполнения релейной защиты понижающих
трансформаторов 58
4-1. Типы релейной защиты трансформаторов —
4-2. Способы присоединения понижающих трансформаторов к
питающей сети . 60
4-3. Структурная схема релейной защиты трансформаторов . . • 63
135

4-4. Оперативный ток на трансформаторных подстанциях .... 65
4-5. Трансформаторы тока как источники оперативного
переменного тока 69
4-6. Предварительно заряженные конденсаторы и зарядные
устройства 71
4-7. Блоки питания 76
Глава пятая. Токовая отсечка от междуфазных к. з 79
5-1. Принцип действия и область применения —
5-2. Схемы выполнения и расчет тока срабатывания 80
Глава шестая. Дифференциальная токовая защита 83
6-1. Принцип действия и область применения —
6-2. Особенности выполнения дифференциальной защиты
трансформаторов 85
6-3. Способы отстройки от бросков тока намагничивания при
включении под напряжение ......... 86
6-4. Способы отстройки от тока небаланса при внешнем к. з. . . 89
6-5. Дифференциальная защита с реле серии РНТ-560 (без
торможения) 95
6-6. Дифференциальная защита с реле серии ДЗТ-10 (с
магнитным торможением) 98
Глава седьмая. Газовая защита 102
7-1. Принцип действия и область применения —-
7-2. Типы газового реле и схемы газовой защиты 103
7-3. Реле чашечковое РГЧЗ-66 105
7-4. Реле Бухгольца (ГДР) 106
7-5. Обслуживание газовой защиты 108
Глава восьмая. Максимальная токовая защита .111
8-1. Принцип действия и область применения , —
8-2. Типы максимальных реле тока и схемы их включения . . .114
8-3. Выполнение выдержки времени 118
8-4. Расчет параметров срабатывания (уставок) 120
8-5. Максимальная токовая защита с пуском по напряжению . 124
8-6. Максимальная токовая защита с магнитными трансформатора ,,
ми тока , . 125
Глава девятая. Специальная токовая защита нулевой последовательности
от однофазных к. з. на землю на стороне НН (0,4 кВ) 127
9-1. Принцип действия и область применения —
9-2. Схемы защиты 128
9-3. Расчет параметров срабатывания (уставок) —
Глава десятая. Схемы защиты трансформаторов 129
Списол литературы 134